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UNIVERSIDAD DE CUENCA FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA “COMPARACIÓN DE COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA DIFERENTES TECNOLOGÍAS EN EL ECUADOR” Tesis previa a la obtención del Título de Ingeniero Eléctrico AUTORES: Francisco Raúl Buñay Ortiz Franklin Gabriel Pérez Luna DIRECTOR: Ing. Jorge Goyes Ayala CUENCA – ECUADOR 2012 UNIVERSIDAD DE CUENCA RESPONSABILIDAD: Francisco Buñay Ortiz y Franklin Pérez Luna, reconocemos y aceptamos el derecho de la Universidad de Cuenca, en base al Art. 5 literal c) de su Reglamento de Propiedad Intelectual, de publicar este trabajo por cualquier medio conocido o por conocer, al ser este requisito para la obtención de nuestro título de Ingeniero Eléctrico. El uso que la Universidad de Cuenca hiciere de este trabajo, no implicará afección alguna de mis derechos morales o patrimoniales como autor. Francisco Raúl Buñay Ortiz 0302005186 Franklin Gabriel Pérez Luna 0301440079 Francisco Buñay Ortiz y Franklin Pérez Luna, certificamos que todas las ideas, opiniones y contenidos expuestos en la presente investigación son de exclusiva responsabilidad de sus autores. Francisco Raúl Buñay Ortiz 0302005186 Franklin Gabriel Pérez Luna 0301440079 2 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA AGRADECIMIENTO: Agradecemos enormemente al Ing. Jorge Goyes Ayala, Jefe del Departamento de Producción, Dirección de Generación, CELEC EP, quien de manera desinteresada nos ha brindado parte de su valioso tiempo, y nos ha proporcionado información y la guía necesaria para la realización de este trabajo. A Dios y a todas aquellas personas que participaron directa e indirectamente para el cumplimiento de esta meta, entre ellos amigos y familia. Agradezco a mis padres que siempre creyeron en mi capacidad y me empujaron a seguir adelante con su apoyo y su carisma. Gracias a mi segunda familia de Cuenca que con su apoyo, consejos y enseñanzas han formado parte de mi crecimiento y mi éxito. A mi compañero de tesina, Gabriel, por su gran esfuerzo. FRANCISCO Agradezco a mi madre y hermanos, por el apoyo incondicional brindado durante mi carrera universitaria, por su ejemplo de responsabilidad y honorabilidad. Gracias a todos mis profesores, que en las aulas promulgaron sus conocimientos y experiencias profesionales. Y a mi amigo, Francisco, por su empeño puesto para la culminación de este trabajo. GABRIEL 3 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA DEDICATORIA: A mi madre, Gloria, ejemplo de superación y sacrificio, que con su entrega total de amor, nos ha guiado para vencer toda adversidad presente en nuestro camino. A mis hermanos, Cristian y Silvia, quienes de manera incondicional, están siempre presentes para brindarme su apoyo para seguir adelante. A mi padre, Eduardo, y de manera especial a mi hermano, Giovanny, que tuvieron que partir antes de compartir conmigo esta alegría. Desde arriba, espero se sientan orgullosos. Va por vos Giovanny... GABRIEL Dedico este proyecto a mi Dios y mi familia, son los seres que siempre han estado presentes no solo en mi carrera sino durante toda mi vida. A mis padres en especial que siempre me han apoyado y son el pilar fundamental de mi existencia. Sin ellos, jamás habría llegado a ser lo que soy. Su tenacidad y lucha insaciable han hecho de ellos un gran ejemplo a seguir y destacar, no solo para mí sino para toda mi familia. FRANCISCO 4 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA ÍNDICE GENERAL RESPONSABILIDAD: ....................................................................................................................2 AGRADECIMIENTO: ......................................................................................................................3 DEDICATORIA: ..............................................................................................................................4 ÍNDICE GENERAL ..........................................................................................................................5 ÍNDICE DE GRÁFICOS ..................................................................................................................9 ÍNDICE DE TABLAS .....................................................................................................................10 PRESENTACIÓN .......................................................................................................................... 12 RESUMEN..................................................................................................................................... 16 ABSTRACT ................................................................................................................................... 17 GLOSARIO DE TÉRMINOS Y UNIDADES .................................................................................. 19 CAPITULO I GENERALIDADES 1.1. Tendencia Mundial y Local de Energía Primaria para la Producción de Electricidad ..................................................................................................................................21 1.1.1. Introducción ...............................................................................................................21 1.1.2. Tendencia Mundial de Energía Primaria para la Producción de Electricidad ...........22 1.1.3. Tendencia Local de Energía Primaria para la Producción de Electricidad ...............28 1.2. Demanda de Energía Eléctrica y su Proyección ..........................................................36 1.2.1. Evolución de la demanda de Energía Eléctrica ..............................................................36 Consumo en el Mundo ..........................................................................................................37 Consumo en el Ecuador ........................................................................................................38 1.2.2. Proyección de la demanda eléctrica ...............................................................................41 1.3. Matriz Eléctrica del Ecuador ..........................................................................................42 CAPITULO II DESCRIPCIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS EMPLEADAS PARA LA PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD 2.1. Hidroelectricidad ..................................................................................................................44 Centrales a filo de río ............................................................................................................45 Con embalse .........................................................................................................................45 De bombeo ............................................................................................................................45 2.2. Termoelectricidad ................................................................................................................46 Combustión externa ..............................................................................................................47 Combustión interna ...............................................................................................................47 5 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA 2.3. Generación Eólica ................................................................................................................47 2.4. Energía Solar Fotovoltaica y Térmica Solar ......................................................................49 Energía solar fotovoltaica ......................................................................................................49 Energía térmica solar ............................................................................................................50 2.5. Biomasa.................................................................................................................................50 2.6. Otras tecnologías .................................................................................................................51 CAPÍTULO III COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA 3.1. Descripción de Costos para la Producción de Energía Eléctrica ..............................53 3.1.1. Esquema general de Costos de Generación ..................................................................53 3.1.2. Costos Preoperativos ......................................................................................................55 3.1.3. Costos operativos ............................................................................................................58 3.2. Precio de Combustibles empleados para Generación Eléctrica en el Ecuador .......59 3.2.1. Combustibles empleados para la Generación Eléctrica .................................................59 3.2.2. Precio de los Combustibles .............................................................................................60 3.3. , Costo Nivelado de la Energía (LCOE) ...........................................................................64 Costo de inversión .................................................................................................................66 Costo de combustible ............................................................................................................66 Costo de operación y mantenimiento ....................................................................................66 Tasa de descuento ................................................................................................................67 Energía generada ..................................................................................................................68 Vida útil ..................................................................................................................................68 CAPÍTULO IV COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA 4.1. Metodología .....................................................................................................................69 4.2. Descripción de las Centrales de Generación Eléctrica consideradas para el cálculo de los Costos de Producción de Energía ....................................................................73 4.2.1. UNIDAD DE NEGOCIO HIDROPAUTE ..........................................................................74 Central Hidroeléctrica Mazar .................................................................................................74 Central Hidroeléctrica Molino ................................................................................................77 4.2.2. UNIDAD DE NEGOCIO HIDRONACIÓN ........................................................................78 Central Hidroeléctrica Marcel Laniado de Wind ....................................................................79 4.2.3. UNIDAD DE NEGOCIO HIDROAGOYÁN ......................................................................79 Central Hidroeléctrica Agoyán ...............................................................................................79 Central Hidroeléctrica Pucará ...............................................................................................80 Central Hidroeléctrica San Francisco ....................................................................................80 4.2.4. UNIDAD DE NEGOCIO TERMOPICHINCHA .................................................................81 6 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Central Térmica Guangopolo ................................................................................................81 Central Térmica Santa Rosa .................................................................................................81 Central Térmica Quevedo II ..................................................................................................81 Central Térmica Sacha ..........................................................................................................82 Central Térmica Secoya ........................................................................................................82 4.2.5. UNIDAD DE NEGOCIO ELECTROGUAYAS .................................................................82 Central Térmica Trinitaria ......................................................................................................83 Central Térmica Gonzalo Zevallos ........................................................................................83 Central Térmica Enrique García ............................................................................................83 Central Térmica Santa Elena ................................................................................................83 4.2.6. UNIDAD DE NEGOCIO TERMOESMERALDAS ............................................................84 Central Térmica Esmeraldas .................................................................................................84 Central Térmica La Propicia ..................................................................................................84 Central Térmica Manta II .......................................................................................................85 Central Térmica Miraflores ....................................................................................................85 4.3. país. Costos de Producción de Electricidad para diferentes Centrales instaladas en el 85 4.3.1. Costos de Producción de Centrales Hidroeléctricas .......................................................86 4.3.2. Costos de Producción de Centrales Termoeléctricas .....................................................89 4.4. Cálculo de los Costos de Producción de Energía Eléctrica .......................................92 4.4.1. Cálculo del costo anual de inversión ...............................................................................96 Sistema de Amortización Francés.........................................................................................96 Cálculo del costo total de la Inversión ...................................................................................98 Cálculo de la Cuota Anual de Inversión .............................................................................102 4.4.2. Cálculo de Costos de Producción de Energía Eléctrica ...............................................102 Producción de Energía ........................................................................................................102 Cálculo de los Costos de Producción de Energía ...............................................................104 4.5. Análisis de Resultados .....................................................................................................108 Hidroeléctrica .......................................................................................................................108 Turbinas a Vapor .................................................................................................................109 Turbinas a Gas ....................................................................................................................110 Motor de Combustión Interna ..............................................................................................111 CONCLUSIONES Respecto al Consumo de Energía Eléctrica .......................................................................114 Respecto a la Matriz Eléctrica del País ...............................................................................115 Respecto a los Costos de Producción de Electricidad .....................................................115 Hidroelectricidad ..................................................................................................................116 Termoelectricidad ................................................................................................................117 7 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA RECOMENDACIONES ....................................................................................... 120 BIBLIOGRAFÍA Y REFERENCIAS .................................................................... 122 ANEXO I COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS A1.1. UNIDAD DE NEGOCIO HIDROPAUTE ............................................................................125 A1.2. UNIDAD DE NEGOCIO HIDROAGOYÁN .........................................................................131 A1.3. UNIDAD DE NEGOCIO HIDRONACIÓN ..........................................................................135 ANEXO II COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DE CENTRALES TERMOELÉCTRICAS A2.1. UNIDAD DE NEGOCIO TERMOPICHINCHA ...................................................................137 A2.2. UNIDAD DE NEGOCIO ELECTROGUAYAS ....................................................................141 A2.2. UNIDAD DE NEGOCIO TERMOESMERALDAS ..............................................................143 ANEXO III COSTOS VARIABLES DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DE CENTRALES TERMOELÉCTRICAS ........................................................................................ 146 8 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA ÍNDICE DE GRÁFICOS Gráfico 1.1. EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE FUENTE PERIODO 1971-2009 .................................................................................................. 23 Gráfico 1.2. PRODUCCIÓN MUNDIAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE FUENTE AÑO 1973 .................................................................................................................................... 24 Gráfico 1.3. PRODUCCIÓN MUNDIAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE FUENTE AÑO 2009 .................................................................................................................................... 24 Gráfico 1.4. COMPARACIÓN DE PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD POR TIPO DE FUENTE, AÑOS 1973 Y 2009 .................................................................................................... 26 Gráfico 1.5. EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE FUENTE PERIODO 1999-2011 ................................................................................... 28 Gráfico 1.6. CONSUMO DE COMBUSTIBLE PARA GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA EN EL ECUADOR PERIODO 1999-2011 ......................................................................................... 33 Gráfico 1.7. COMPARACIÓN PORCENTUAL DE PRODUCCIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD POR TIPO DE FUENTE PERIODO 1999-2011 .............................................. 34 Gráfico 1.8. PRODUCCIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD PROYECTADA PARA EL AÑO 2016 ............................................................................................................................................. 35 Gráfico 1.9. CONSUMO MUNDIAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR SECTOR PERIODO 1971-2009 ................................................................................................................................... 37 Gráfico 1.10. CONSUMO MUNDIAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA PER CÁPITA ...................... 38 Gráfico 1.11. PORCENTAJE DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL ECUADOR AGO/11-JUL/12 ........................................................................................................ 42 Gráfico 2.1. CENTRAL HIDROELÉCTRICA .............................................................................. 45 Gráfico 2.2. CENTRAL TERMOELÉCTRICA ............................................................................. 46 Gráfico 2.3. AEROGENERADORES ......................................................................................... 48 Gráfico 2.4. CENTRAL FOTOVOLTAICA .................................................................................. 49 Gráfico 2.5. CENTRAL TÉRMICA SOLAR ................................................................................ 50 Gráfico 2.6. CENTRAL DE BIOMASA ....................................................................................... 51 Gráfico 3.1. ESQUEMA DE COSTOS DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD ...................... 55 Gráfico 4.1. COSTOS DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD .............................................. 109 Gráfico 4.2. PORCENTAJE DE LOS COMPONENTES DEL COSTO DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA RESPECTO AL COSTO TOTAL ............................................................................. 110 Gráfico 4.3. COSTOS DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD CON FACTORES DE PLANTA TÍPICOS .................................................................................................................................... 111 Gráfico 4.4. PORCENTAJE DE LOS COMPONENTES DEL COSTO DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA, CON FACTORES DE PLANTA TÍPICOS, RESPECTO AL COSTO TOTAL ......... 112 9 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1.1. COMPARACIÓN DE PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD POR TIPO DE FUENTE AÑOS 1973 Y 2009 ..................................................................................................................... 25 Tabla 1.2. COMPARACIÓN DE PRODUCCIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD POR TIPO DE FUENTE PERIODO 1999-2011 ............................................................................................ 30 Tabla 1.3. COMPARACIÓN PORCENTUAL DE PRODUCCIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD POR TIPO DE FUENTE PERIODO 1999-2011 .............................................. 31 Tabla 1.4. PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS EMBLEMÁTICOS ........................................... 35 Tabla 1.5. CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA PER CÁPITA A NIVEL NACIONAL PERIODO 1999-2011 .................................................................................................................. 39 Tabla 1.6. DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA A NIVEL NACIONAL PERIODO 1999-2012 ..................................................................................................................................................... 40 Tabla 3.1. TIPO DE COMBUSTIBLE CONSUMIDO POR TIPO DE CENTRAL TÉRMICA....... 61 Tabla 3.2. PRECIO REFERENCIAL INTERNACIONAL DE COMBUSTIBLES EMPLEADOS EN LA GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL PAÍS ................................................................................ 62 Tabla 3.3. PRECIO NACIONAL DE COMBUSTIBLES EMPLEADOS EN LA GENERACIÓN ELÉCTRICA ................................................................................................................................ 64 Tabla 4.1. PLAZOS A SER CONSIDERADOS EN LOS TÍTULOS HABILITANTES POR TIPO DE CENTRAL Y RANGO DE POTENCIA .................................................................................. 71 Tabla 4.2. CENTRALES Y UNIDADES TERMOELÉCTRICAS DE LA CELEC EP ................... 75 Tabla 4.3. CENTRALES Y UNIDADES HIDROELÉCTRICAS DE LA CELEC EP .................... 76 Tabla 4.4. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN DE HIDROPAUTE ............................................... 87 Tabla 4.5. CÁLCULO DE GASTOS DE ADMINISTRACIÓN POR CENTRAL DE HIDROPAUTE ..................................................................................................................................................... 87 Tabla 4.6. COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE HIDROPAUTE .......................................... 87 Tabla 4.7. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN DE HIDROAGOYÁN ........................................... 87 Tabla 4.8. CÁLCULO DE GASTOS DE ADMINISTRACIÓN POR CENTRAL DE HIDROAGOYÁN.......................................................................................................................... 88 Tabla 4.9. COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE HIDROAGOYÁN ....................................... 88 Tabla 4.10. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN DE HIDROPAUTE ............................................. 88 Tabla 4.11. COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE HIDRONACIÓN ...................................... 88 Tabla 4.12. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN DE TERMOPICHINCHA .................................... 89 Tabla 4.13. CÁLCULO DE GASTOS DE ADMINISTRACIÓN POR CENTRAL DE TERMOPICHINCHA .................................................................................................................... 89 Tabla 4.14. COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE TERMOPICHINCHA ............................... 90 Tabla 4.15. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN DE ELECTROGUAYAS .................................... 90 Tabla 4.16. CÁLCULO DE GASTOS DE ADMINISTRACIÓN POR CENTRAL DE ELECTROGUAYAS .................................................................................................................... 90 10 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Tabla 4.17. COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE ELECTROGUAYAS................................ 91 Tabla 4.18. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN DE TERMOESMERALDAS ............................... 91 Tabla 4.19. COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE TERMOESMERALDAS .......................... 91 Tabla 4.20. COSTOS VARIABLES PROMEDIO DE PRODUCCIÓN ........................................ 94 Tabla 4.21. CÁLCULO DE INVERSIÓN TOTAL - CENTRAL TRINITARIA ............................... 99 Tabla 4.22. CÁLCULO DE INVERSIÓN TOTAL - CENTRAL ENRIQUE GARCÍA .................. 100 Tabla 4.23. CÁLCULO DE INVERSIÓN TOTAL - CENTRAL QUEVEDO II ............................ 101 Tabla 4.24. COSTOS DE INVERSIÓN ..................................................................................... 102 Tabla 4.25. CUOTA ANUAL DE INVERSIÓN .......................................................................... 102 Tabla 4.26. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA BRUTA .................................................................. 103 Tabla 4.27. ENERGÍA GENERADA CON FACTORES DE PLANTA TÍPICOS ....................... 104 Tabla 4.28. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA MAZAR ..................................................................................................... 104 Tabla 4.29. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL TÉRMICA TRINITARIA............................................................................................................................... 105 Tabla 4.30. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL TÉRMICA ENRIQUE GARCÍA ................................................................................................................... 105 Tabla 4.31. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL TÉRMICA QUEVEDO II.............................................................................................................................. 105 Tabla 4.32. COMPARACIÓN DE COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA . 106 Tabla 4.33. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA MAZAR EMPLEANDO UN FACTOR DE PLANTA TÍPICO ..................... 106 Tabla 4.34. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL TÉRMICA TRINITARIA EMPLEANDO UN FACTOR DE PLANTA TÍPICO .............................................. 107 Tabla 4.35. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL TÉRMICA ENRIQUE GARCÍA EMPLEANDO UN FACTOR DE PLANTA TÍPICO ................................... 107 Tabla 4.36. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL TÉRMICA QUEVEDO II EMPLEANDO UN FACTOR DE PLANTA TÍPICO ............................................. 107 Tabla 4.37. COMPARACIÓN DE COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON FACTORES DE PLANTA TÍPICOS ................................................................................. 108 Tabla 4.38. COMPARACIÓN DE COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON DIFERENTES FACTORES DE PLANTA ......................................................................... 113 11 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA PRESENTACIÓN ANTECEDENTES Debido a la fuerte inversión pública y privada que se está dando actualmente, y que continuará por varios años más, para el cambio de la Matriz Energética en el Sector Eléctrico del Ecuador, que pretende la diversificación de las fuentes de energía para generación de electricidad, en base a producir una energía limpia y eficiente que permita evitar y mitigar daños irreversibles al sistema climático global, aprovechando los grandes recursos energéticos que posee el país, además de disminuir de manera considerable la dependencia de combustibles fósiles, y garantizar la sostenibilidad del suministro energético a los consumidores y ciudadanos, creemos conveniente analizar los costos de producción de energía eléctrica para las diferentes tecnologías instaladas en el país (convencionales y no convencionales: hidráulica, térmica, eólica, solar, etc) con el fin de generar una fuente de referencia básica, que proporcione elementos para optar por la adopción de una de éstas. ALCANCE El presente tema tiene por finalidad proporcionar cuadros comparativos de los costos de producción de electricidad para distintas tecnologías presentes en el país [USD/MWh], con el objeto de tener una referencia básica en el momento de tomar la decisión de inversión en una de ellas. Cabe mencionar que los costos empleados para los cálculos sólo consideran los costos directos de generación, excluyendo los costos de transporte y 12 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA distribución de energía, y gastos de externalidades como: daño ambiental, daño a la salud, emisiones de CO2 o los costes de desmantelamiento; por último, también se excluyen las subvenciones e impuestos a los que están sujetas las distintas tecnologías para generación eléctrica. JUSTIFICACIÓN La información disponible de los múltiples proyectos ejecutados recientemente para generación eléctrica, y aquellos que actualmente están en proceso de construcción o estudio en el país, nos permiten tener costos actualizados para la producción de electricidad, que posibilitan una determinación real de la inversión necesaria para las tecnologías últimamente empleadas en el Ecuador, así como tener un conocimiento de los presupuestos necesarios para su operación. Tener una referencia local de estos costos, es de mucha utilidad para inversiones en proyectos futuros, no sólo a gran escala, sino también para industrias, edificios y hogares de las ciudades que requieren tener una provisión autónoma de energía eléctrica, ya que por lo general se dispone de estos datos para países europeos y Norteamérica, que no reflejan el costo verdadero en nuestro país. OBJETIVOS Objetivo General Comparar los costos de producción de energía eléctrica para las diferentes tecnologías existentes en el Ecuador. Objetivos específicos - Estudiar tendencias mundiales sobre las fuentes de energía renovable y no renovable para la generación de electricidad. - Describir las principales tecnologías existentes para la generación de energía eléctrica a nivel global. 13 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA - Explicar la producción de electricidad con diferentes tecnologías instaladas en el país, así como el precio de los combustibles utilizados para ello. - Proporcionar cuadros comparativos de costos de producción de energía eléctrica entre las diferentes tecnologías instaladas en el país. - Servir como una referencia básica para inversiones en futuros proyectos. METODOLOGÍA La metodología para el desarrollo del tema consiste, primero, en una revisión de literatura en libros, publicaciones de revistas, artículos académicos, reportes de instituciones, tanto físicas como digitales, sobre la situación y tendencias mundiales en fuentes de energía para la producción de electricidad, así como del precio de los combustibles empleados para la misma. Posteriormente se analizará, con la debida autorización, documentos, físicos o digitales, suministrados por empresas encargadas de la operación y administración de centrales eléctricas del país, sobre las inversiones realizadas o que se llevarán a cabo en la ejecución de proyectos eléctricos en el país, así como los gastos en los que incurren las centrales ya instaladas para su operación, producción, mantenimiento, y administración. Finalmente, se sistematizará la información para el cumplimiento de los objetivos planteados en este trabajo, para lo cual se procederá al cálculo del Costo Nivelado de la Energía (Levelized Cost of Energy -LCOE-) para centrales de diferente tecnología de generación eléctrica en el país. Para este punto se han tomado las siguientes consideraciones: - La información sobre los costos fijos y variables de operación, producción y mantenimiento, gastos administrativos e inversiones realizadas, fueron proporcionados por CELEC EP. - De los valores suministrados para las inversiones de las distintas centrales eléctricas, será necesario suponer una misma tasa de crédito 14 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA para las inversiones, de modo que, variaciones en la tasa de interés, no influyan en este cálculo, pues el problema podría caer en la selección de una tasa de interés y modo de pago, antes que en la elección misma del tipo de tecnología. - Al disponer de los gastos administrativos en los que incurre la Unidad de Negocio en general, y no especificar el valor de estos gastos para cada central correspondiente a esa Unidad de Negocio, se cree conveniente dividir estos rubros de una manera ponderada, según la potencia instalada en cada central, con respecto a la potencia total de la Unidad de Negocio perteneciente a CELEC EP. - Los costos de operación y mantenimiento, producción y gastos administrativos, tanto fijos como variables, corresponden a costos reales incurridos en un periodo de un año, al igual que su energía producida, por lo que los resultados obtenidos serán valores muy cercanos a la realidad, disminuyendo considerablemente el sesgo producido al estimar estos datos. - Para centrales, cuya producción de energía no esté próxima a factores de planta típicos, se procederá al cálculo de la energía que se produciría con esos factores. - Los costos variables de producción para las centrales hidroeléctricas se considerarán según lo establecido en la Resolución No. CONELEC 013/08. - De ser necesaria su utilización, la tasa de descuento será la asumida por la SENPLADES para evaluar los proyectos de inversión presentados por los estamentos del Gobierno y cuyo valor corresponde al 12%. - Los años de vida útil considerados, en este cálculo, para cada tipo de central, serán los señalados en la Regulación No. CONELEC 003/11. 15 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA RESUMEN El presente trabajo desarrolla un análisis y comparación de los costos de producción de energía eléctrica para diferentes tecnologías empleadas en nuestro país, con la finalidad de tener una referencia local de estos costos para inversiones en proyectos futuros. En el primer capítulo, se describe brevemente las tendencias mundiales y locales de fuentes de energía primaria empleadas para la producción de electricidad, la evolución y proyección de la demanda de energía eléctrica, tanto a nivel mundial como nacional, así como también se explica la situación presente de la Matriz Eléctrica del Ecuador y su perspectiva para años futuros. En el capítulo segundo, se detalla los principales tipos de tecnologías empleadas para la producción de energía eléctrica, y de manera básica se explica su mecánica de funcionamiento. En el tercer capítulo, se realiza una descripción de los costos en los que se incurren para la producción de electricidad, un análisis del costo de los combustibles empleados para la generación eléctrica en el país, y una explicación del método adoptado para el cálculo de los costos de producción (Levelized Cost of Energy). En el cuarto y último capítulo, se indica información numérica de los costos de producción de energía eléctrica (costos de producción, operación y mantenimiento, gastos administrativos y costos de inversión y financiamiento) para varias centrales del país, se explica la metodología empleada para el cálculo de los costos de producción y las consideraciones tomadas, se procede al cálculo mismo de los costos producción, al análisis de los resultados, conclusiones y recomendaciones. 16 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA ABSTRACT This paper develops an analysis and comparison of costs of electrical energy production for different technologies used in our country, in order to have a local reference of these costs for investments in future projects. The first chapter briefly describes the global and local trends of primary energy sources used for electricity production, evolution and projection of electricity demand, both globally and nationally, as well as explains the present situation of Ecuadorian Electrical Matrix and its outlook for future years. The second chapter, detailing the main types of technologies used for electricity production, and in a basic way explains their mechanics of operation. The third chapter, is a description of the costs that are incurred for the electricity production, an analysis of the fuels cost that are used for electrical generation in our country, and an explanation of the adopted method for the costs of production calculation (Levelized Cost of Energy) In the last chapter, indicates numerical information of the costs of electrical energy production (cost of production, operation and maintenance, administrative expenses and costs of investment and financing) for several power plants of the country, explains the methodology used for the production costs calculation and the considerations taken, calculation of production costs, analysis of the results, conclusions and recommendations. 17 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA PALABRAS CLAVE: Producción de energía eléctrica Demanda de energía eléctrica Matriz Eléctrica del Ecuador Tecnologías empleadas para la producción de electricidad Costo nivelado de la energía Descripción de costos de producción Costos de producción de energía eléctrica. 18 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA GLOSARIO DE TÉRMINOS Y UNIDADES 3 A Hm : Hectómetros cúbicos Adm: Administración HN: HIDRONACION HP: HIDROPAUTE B BD: Residuo - Diesel I BV: Residuo – Vapor IEA: International Energy Agency. Organización autónoma que trabaja para asegurar la producción de energía económica, confiable y limpia para sus 28 países miembros y el resto del mundo. C CELEC EP: Corporación Eléctrica del Ecuador – Empresa Pública CENACE: Centro Nacional de Control de Energía CF: Costos fijos CO2: Dióxido de carbono CONELEC: Consejo Nacional de Electricidad K km: Kilómetros kW: Kilovatios. Unidad de Potencia kWh: Kilovatios-hora. Unidad de Energía CV: Costos variables L D D: Diesel LCE: Levelized Cost Energy LCOE: Levelized Cost of Electricity DG: Diesel – Gas M E EG: ELECTROGUAYAS EIA: U.S. Energy Information Administration. Organización que recopila, analiza y difunde información, independiente e imparcial, sobre energía, para promover formulación de políticas, mercados eficientes, y la compresión de la energía y su interacción con la economía y el medio ambiente. G gal: Galones GLP: Gas licuado de petróleo m: Metros 3 m : Metros cúbicos Man: Mantenimiento MCI: Motor de combustión interna mil: Miles mill: Millones msnm: Metros sobre el nivel del mar Mtoe: Millones de toneladas equivalentes de petróleo, (1 Mtoe = 11,6222 TWh) MVA: Megavoltio-amperio. Unidad de Potencia MW: Megavatio. Unidad de Potencia MWh: Megavatios-hora. Unidad de Energía GWh: Gigavatios – hora. Unidad de Energía P 3 H HA: HIDROAGOYAN pies : Pies cúbicos Precio FOP: Precio de venta de un determinado producto que incluye el valor de mercancía y los 19 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA gastos de transporte y maniobra hasta el puerto de embarque. T TE: TERMOESMERALDAS TP: TERMOPICHINCHA R TWh: Teravatios-hora. Unidad de Energía rpm: Revoluciones por minuto TG: Turbina a gas TV: Turbina a vapor S SNI: Sistema Nacional Interconectado U U.S.: UNITED STATES USD: Dólares americanos 20 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA CAPITULO I GENERALIDADES 1.1. Tendencia Mundial y Local de Energía Primaria para la Producción de Electricidad 1.1.1. Introducción La electricidad constituye un elemento fundamental en el desarrollo de la sociedad y en la mejora de su confort. El sector eléctrico basa su producción de energía en la transformación, en primer lugar, de una energía primaria en energía mecánica en el eje de una turbina, y luego, ésta se transforma en energía eléctrica en un generador eléctrico. La energía primaria se refiere a las fuentes básicas de energía que resultan del aprovechamiento o explotación de recursos naturales, como la energía potencial del agua almacenada en una presa, o la energía térmica que encontramos en los combustibles derivados del petróleo, el gas natural, biomasa, biocombustible, el carbón, la energía liberada por la fusión y fisión nuclear, la energía cinética del viento, la radiación solar, la energía geotérmica del subsuelo del planeta, etc, que en sí, no tendrían valor para las personas, sino más bien los servicios que gracias a ella se prestan con su consecuente transformación en otro tipo de energía, como son: calefacción, transporte, refrigeración, electricidad, telecomunicaciones, entre otras. Debido al agotamiento de algunos recursos naturales, principalmente del petróleo, a la evidente contaminación generada al medio ambiente por la quema de carbón y derivados del petróleo y la gran acumulación de residuos radioactivos para la producción de electricidad, se pretende la diversificación de 21 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA las fuentes de energía primaria para la generación de electricidad, en base a producir una energía limpia y eficiente que permita evitar y mitigar daños irreversibles al sistema climático global, además de disminuir de manera considerable la dependencia de estos combustibles, y garantizar la sostenibilidad del suministro energético a los consumidores del mundo. 1.1.2. Tendencia Mundial de Energía Primaria para la Producción de Electricidad En los últimos 40 años, la energía primaria de mayor importancia para la producción de electricidad ha sido la proveniente de combustibles fósiles (petróleo, gas natural y carbón), que son considerados los más contaminantes para el ambiente, sin dejar de lado la catastrófica contaminación que podría causar un mal manejo de los desechos radiactivos provenientes de la generación nuclear. En 1973, estos combustibles fósiles bridaron el 75% de la energía primaria necesaria para la generación eléctrica, y aunque su producción en términos porcentuales ha ido decreciendo en el tiempo, hasta llegar a un 67% en 2009, continúa siendo el principal suministro de energía primaria para la electricidad en el mundo1. La energía primaria restante para el suministro eléctrico proviene, principalmente, de fuentes de energía nuclear, hidráulica, biomasa, eólica, solar, geotérmica y la resultante de la cogeneración en industrias. La evolución de la producción de energía eléctrica por tipo de fuente de energía primaria se indica en el Gráfico 1.1. La generación de energía eléctrica se ha incrementado en más de tres veces, de una producción de 6115 TWh, en 1973, a una generación de 20055 TWh, en 2009. 1 Datos obtenidos de “Key World Energy STATISTICS 2011”; International Energy Agency (IEA); París, 2011. Disponible en Web: <http://www.iea.org/textbase/nppdf/free/2011/key_world_energy_stats.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] 22 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA *Excluye centrales por bombeo **Otros incluye: energía geotérmica, solar, viento, biocombustible y biomasa, y cogeneración ***Térmica fósil incluye: petróleo, carbón y gas natural Gráfico 1.1. EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE FUENTE PERIODO 1971-2009 Fuente: “Key World Energy STATISTICS 2011”; International Energy Agency (IEA); París, 2011. Disponible en Web: <http://www.iea.org/textbase/nppdf/free/2011/key_world_energy_stats.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] La generación de electricidad en base a petróleo pasó de 1510.405 TWh, en 1973, representando el 24.7% del total de la energía primaria, a 1022.805 TWh, en 2009, que representó tan sólo el 5.1%. La disminución porcentual en la utilización de esta fuente primaria se debe a la reducción de sus reservas a nivel mundial y al incremento de su demanda, esencialmente para el transporte, y como consecuencia, la elevación del precio del mismo, reemplazando esta brecha, principalmente por carbón, gas natural y energía nuclear. En el Gráfico 1.2 y Gráfico 1.3, se muestra la energía eléctrica generada por tipo de fuente primaria para los años 1973 y 2009, respectivamente. La producción con gas natural se incrementó de 739.915 TWh en 1973, a 4291.77 TWh en 2009, por lo que su participación en la Matriz Eléctrica2, en los años antes mencionados, creció de 12.1% a 21.4%. El consumo de carbón aumentó, pasando de una producción en 1973 de 2342.045 TWh, a 8142.33 TWh en 2009, representando un incremento en la Matriz Eléctrica del 38.3% al 40.6%. 2 Matriz Eléctrica: se refiere a las fuentes de energía primaria empleadas en la producción de energía eléctrica 23 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA *Excluye centrales por bombeo **Otros incluye: energía geotérmica, solar, viento, biocombustible y biomasa, y cogeneración Gráfico 1.2. PRODUCCIÓN MUNDIAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE FUENTE AÑO 1973 Fuente: AUTOR. Diseño en base a: “Key World Energy STATISTICS 2011”; International Energy Agency (IEA); París, 2011. Disponible en Web: <http://www.iea.org/textbase/nppdf/free/2011/key_world_energy_stats.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] *Excluye centrales por bombeo **Otros incluye: energía geotérmica, solar, viento, biocombustible y biomasa, y cogeneración Gráfico 1.3. PRODUCCIÓN MUNDIAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE FUENTE AÑO 2009 Fuente: AUTOR. Diseño en base a: “Key World Energy STATISTICS 2011”; International Energy Agency (IEA); París, 2011. Disponible en Web: <http://www.iea.org/textbase/nppdf/free/2011/key_world_energy_stats.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] La energía nuclear ha incrementado su participación en la Matriz Eléctrica, de una generación de energía de 201.795 TWh en 1973 (3.3% del total de la energía primaria) a 2687.37 TWh en 2009 (13.4% de la energía primaria total), pero como se observa en el Gráfico 1.1, su crecimiento ha sido mínimo en los últimos 15 años. 24 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA La energía hidroeléctrica ha aumentado su producción de 1284.15 TWh (1973) a 3248.91 TWh (2009), aunque su representación en la Matriz Eléctrica haya caída del 21% al 16.2%. Finalmente, las fuentes de energía renovable presentan un incremento continuo, leve y moderado, en la producción de electricidad, debido principalmente a la instalación de grandes parques eólicos, al aprovechamiento de la biomasa, y en menor proporción a la generación térmica solar, geotérmica y fotovoltaica, incrementado su producción de 36.69 TWh en 1973 (0.6% de la energía primaria total), a 661.815 TWh en 2009 (3.3% de la Matriz Eléctrica). A continuación, en la Tabla 1.1 y en el Gráfico 1.4, se muestra una comparación entre la producción de electricidad por tipo de fuente de energía primaria para los años 1973 y 2009: Tabla 1.1. COMPARACIÓN DE PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD POR TIPO DE FUENTE AÑOS 1973 Y 2009 COMPARACIÓN DE PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD POR TIPO DE FUENTE AÑOS 1973 Y 2009 FUENTE PRIMARIA ENERGÍA [TWh] REPRESENTACIÓN PORCENTUAL 1973 2009 1973 2009 Nuclear 201,795 2687,37 3,3% 13,4% ↑ Petróleo 1510,405 1022,805 24,7% 5,1% ↓ Carbón 2342,045 8142,33 38,3% 40,6% ↑ Gas Natural 739,915 4291,77 12,1% 21,4% ↑ Hidro 1284,15 3248,91 21% 16,2% ↑ Otros 36,69 661,815 0,6% 3,3% ↑ 20055 100% 100% TOTAL 6115 Fuente: AUTOR Debido a que numerosas regiones dependen de la utilización del carbón para la generación de energía eléctrica, éste seguirá siendo una fuente sustancial de energía primaria en las próximas décadas, por lo que es necesario mejorar la eficiencia de las nuevas centrales así como de las existentes. 25 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA *Excluye centrales por bombeo **Otros incluye: energía geotérmica, solar, viento, biocombustible y biomasa, y cogeneración Gráfico 1.4. COMPARACIÓN DE PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD POR TIPO DE FUENTE, AÑOS 1973 Y 2009 Fuente: AUTOR El gas natural y el petróleo seguirán siendo importantes para la matriz eléctrica mundial durante décadas. A medida que los objetivos de emisiones se hagan más estrictos, el consumo de gas natural aumentará, desplazando tanto al carbón, como a nuevas instalaciones de energía nuclear (en algunas áreas). La incorporación de incentivos económicos para la instalación de energía limpia ayudará a crear mercados, atraer inversionistas y a provocar el despunte de estas tecnologías. El éxito demostrado por algunas tecnologías de energía renovable, como la energía solar FV (fotovoltaica) y la energía eólica, que han registrado un crecimiento anual medio del 42% y 27% en la última década, respectivamente, son claras evidencias de que la energía renovable continuará con un crecimiento sostenido en los próximos años3. 3 “Energy Technology Perspectives 2012 -Pathways to a Clean Energy System-”; Resumen Ejecutivo (Spanish Version); International Energy Agency (IEA); París, 2012; pp. 4-5. Disponible en Web: 26 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Aunque en 2011 se tenía previsto el inició de la construcción de 67 nuevos reactores nucleares, luego del terremoto y tsunami ocurrido en Marzo del mismo año en Japón, con el consecuente daño producido a la planta nuclear de Fukushima-Daiichi, sólo cuatro plantas se encuentran en construcción. Como consecuencia de esta catástrofe natural se ha arrojado una incertidumbre sobre el futuro de la energía nuclear, debido a que algunos países como Alemania, Bélgica, Suiza y Japón, han adoptado políticas para reducir e incluso eliminar su capacidad nuclear en los próximos años; otros países, como Indonesia, Tailandia, Malasia y Filipinas, han retrasado la construcción de sus primeros reactores nucleares. Sin embargo, la mayoría de países con generación nuclear no han cambiado sus planes de expansión, pero debido a los requisitos adicionales de seguridad, evidenciados por el terremoto de Japón, y la posible oposición de la población a la construcción de nuevos reactores, se limitará considerablemente el crecimiento de la energía nuclear en los años venideros4. La construcción de grandes centrales hidroeléctricas, que producen el desplazamiento de poblaciones por la gran superficie que ocupa el embalse, el impacto ambiental que causa el desvío del cause del río y los grandes gastos en los que se deben incurrir para mitigar estos inconvenientes, hace que cada vez se recurra menos a esta opción. Las pequeñas centrales hidroeléctricas, que producen menos daños ambientales y que tienen una mayor aceptación social, además, de ser una energía limpia, serán las que ayuden a incrementar la producción hidro en los siguientes años. <http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/ETP_Executive_Sum_Spanish_WEB.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] 4 “Tracking Clean Energy Progress”; International Energy Agency (IEA); París, 2012; pp. 21-25. Disponible en Web: <http://www.iea.org/papers/2012/Tracking_Clean_Energy_Progress.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] 27 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA 1.1.3. Tendencia Local de Energía Primaria para la Producción de Electricidad En el Ecuador, la producción de electricidad se basa en dos fuentes principales de energía primaria, el petróleo, con sus derivados, fuel-oil, residuo, diesel, nafta, crudo y GLP (gas licuado de petróleo), y la hidroelectricidad. La energía restante es suministrada por gas natural, importaciones de electricidad, biomasa (bagazo de caña de azúcar utilizado en las centrales de las empresas azucareras), y un aporte ínfimo de energía eólica y solar. En el Gráfico 1.5 podemos observar la evolución de la utilización de las fuentes primarias antes mencionadas para la generación eléctrica en el periodo 199-2011. En la Tabla 1.2 y Tabla 1.3 se describe la energía producida por cada tipo de fuente, así como su representación en la matriz eléctrica. *Térmica Turbo-Vapor se refiere a la energía obtenida de la Biomasa (Bagazo de Caña utilizado por las centrales de las empresas azucareras) **Año móvil, a Noviembre de 2011 Gráfico 1.5. EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE FUENTE PERIODO 1999-2011 Fuente: AUTOR. Diseño en base a: “Estadísticas del Sector Eléctrico”, Producción de Energía; CONELEC; 2012. Disponible en Web: <http://www.conelec.gob.ec/indicadores/paginas/is_ofer_energia.html?id=2&des=Produccion%20de%20Energia%20Electrica%20a%20f ebrero%202012%20(A%EF%BF%BDo%20movil):> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] Durante el periodo 1999-2003, la generación térmica, basada principalmente en derivados de petróleo y una pequeña cantidad en gas natural, ha representado 28 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA para el país, en promedio, el 33.10% de la producción eléctrica total. La hidroelectricidad representó el 64.95%; y la energía restante se suministró con 29 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Tabla 1.2. COMPARACIÓN DE PRODUCCIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD POR TIPO DE FUENTE PERIODO 1999-2011 Producción anual de energía eléctrica a nivel nacional por tipo de fuente energética (GWh) No Renovable Año Renovable Térmica Hidráulica MCI Turbo-gas Turbo-vapor TOTAL Solar Eólica Térmica Turbovapor* TOTAL Importación TOTAL Variación (%) 1999 7176,73 290,28 539,84 2301,28 3131,40 - - - - 23,76 10331,89 - 2000 7611,23 325,64 524,65 2150,92 3001,21 - - - - - 10612,44 2,72% 2001 7070,65 526,90 1053,40 2398,84 3979,14 - - - - 22,23 11072,02 4,33% 2002 7524,26 507,00 1317,25 2539,05 4363,30 - - - - 56,30 11943,86 7,87% 2003 7180,42 550,44 1342,55 2472,73 4365,72 - - - - 1119,61 12665,75 6,04% 2004 7411,70 1158,73 1742,32 2268,85 5169,90 - - 3,24 3,24 1641,61 14226,45 12,32% 2005 6882,64 1198,40 2464,79 2755,33 6418,52 0,01 - 102,86 102,87 1723,45 15127,48 6,33% 2006 7129,49 1909,95 3117,61 2813,23 7840,79 0,01 - 145,56 145,57 1570,47 16686,32 10,30% 2007 9037,66 3110,44 2418,93 2549,90 8079,27 0,02 0,96 218,75 219,73 860,87 18197,53 9,06% 2008 11293,33 2992,05 1824,31 2287,80 7104,16 0,03 2,68 208,32 211,03 500,16 19108,68 5,01% 2009 9225,41 3157,28 2800,62 2861,57 8819,47 0,01 3,20 216,52 219,73 1120,75 19385,36 1,45% 2010 8636,40 4199,42 3704,22 2730,81 10634,45 - 3,43 235,56 238,99 872,90 20382,74 5,15% 2011** 10801,24 4224,66 2322,84 2590,81 9138,31 0,05 3,46 263,85 267,36 1354,60 21561,51 5,78% *Térmica Turbo- Vapor se refiere a la energía obtenida de la Biomasa (Bagazo de Caña utilizado por las centrales de las empresas azucareras) **Año móvil, a Noviembre de 2011 Fuente: “Estadísticas del Sector Eléctrico”, Producción de Energía; CONELEC; 2012. Disponible en Web: <http://www.conelec.gob.ec/indicadores/paginas/is_ofer_energia.html?id=2&des=Produccion%20de%20Energia%20Electrica%20a%20febrero%202012%20(A% EF%BF%BDo%20movil):> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] 30 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Tabla 1.3. COMPARACIÓN PORCENTUAL DE PRODUCCIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD POR TIPO DE FUENTE PERIODO 1999-2011 Producción anual de energía eléctrica a nivel nacional por tipo de fuente energética (GWh) No Renovable Año Renovable Térmica Hidráulica MCI Turbo-gas Turbo-vapor TOTAL Solar Eólica Térmica Turbo-vapor* TOTAL Importación TOTAL 1999 69,4619% 2,8096% 5,2250% 22,2736% 30,3081% - - - - 0,2300% 100% 2000 71,7199% 3,0685% 4,9437% 20,2679% 28,2801% - - - - - 100% 2001 63,8605% 4,7588% 9,5141% 21,6658% 35,9387% - - - - 0,2008% 100% 2002 62,9969% 4,2449% 11,0287% 21,2582% 36,5317% - - - - 0,4714% 100% 2003 56,6916% 4,3459% 10,5998% 19,5230% 34,4687% - - - - 8,8397% 100% - 1,9484% Promedio 64,9462% 33,1055% 2004 52,0980% 8,1449% 12,2470% 15,9481% 36,3401% - 0,0228% 0,0228% 11,5391% 100% 2005 45,4976% 7,9220% 16,2935% 18,2141% 2006 42,7266% 11,4462% 18,6836% 16,8595% 42,4295% 0,0001% - 0,6800% 0,6800% 11,3928% 100% 46,9893% 0,0001% - 0,8723% 0,8724% 9,4117% 100% 2007 49,6642% 17,0926% 13,2926% 14,0123% 44,3976% 0,0001% 0,0053% 1,2021% 1,2075% 4,7307% 100% 2008 59,1005% 15,6581% 9,5470% 11,9726% 37,1777% 0,0002% 0,0140% 1,0902% 1,1044% 2,6174% 100% 2009 47,5896% 16,2869% 14,4471% 14,7615% 45,4955% 0,0001% 0,0165% 1,1169% 1,1335% 5,7814% 100% 2010 42,3711% 20,6028% 18,1733% 13,3977% 52,1738% 0,0168% 1,1557% 1,1725% 4,2825% 100% 2011** 50,0950% 19,5935% 10,7731% 12,0159% 42,3825% 0,0002% 0,0160% 1,2237% 1,2400% 6,2825% 100% 0,9291% 7,0048% Promedio 48,6428% - - 43,4233% *Térmica Turbo-Vapor se refiere a la energía obtenida de la Biomasa (Bagazo de Caña utilizado por las centrales de las empresas azucareras) **Año móvil, a Noviembre de 2011 Fuente: AUTOR. Diseño en base a: “Estadísticas del Sector Eléctrico”, Producción de Energía; CONELEC; 2012. Disponible en Web: <http://www.conelec.gob.ec/indicadores/paginas/is_ofer_energia.html?id=2&des=Produccion%20de%20Energia%20Electrica%20a%20febrero%202012%20(A% EF%BF%BDo%20movil):> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] 31 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA las importaciones, especialmente de Colombia, con una participación del 1.95%. La energía renovable en el país, biomasa, solar y eólica, tienes sus primeros registros en el año 2004, de las cuales, la biomasa, ha sido la de principal aportación. Desde ese año hasta 2011, ha representado en promedio, el 0.93% de la producción eléctrica total, un aporte poco significativo dentro de la Matriz Eléctrica. La termoelectricidad, incrementó su participación en la matriz eléctrica para este periodo, representado en promedio, el 43.42%. En el Gráfico 1.6 se ilustra el consumo de combustible para la generación térmica durante el periodo 1999-2010. La generación hidráulica, suministró el 48.64% del total de energía, disminuyendo su presencia en la matriz eléctrica, aunque se presentan grandes variaciones año a año debido a que los niveles de precipitaciones durante los periodos de estiaje5 no se han mantenido relativamente constantes en la última década. Las importaciones de energía aumentaron en este periodo, llegando a representar el 7.01% de la producción eléctrica total. 5 Periodo de Estiaje: Periodo comprendido entre los meses de Octubre a Marzo del año siguiente, donde existe una escasez de lluvias en las cuencas de los ríos de la vertiente amazónica del país. 32 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA *No se dispone del consumo total de combustible para el año 2011; se conoce sólo el consumo de las centrales conectadas al SIN (Sistema Nacional Interconectado) por lo que no es posible su comparación con los otros años Gráfico 1.6. CONSUMO DE COMBUSTIBLE PARA GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA EN EL ECUADOR PERIODO 1999-2011 Fuente: AUTOR. Diseño en base a: "Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano-FOLLETO MULTIANUAL"; CONELEC; Agosto, 2011. Disponible en Web: <http://www.conelec.gob.ec/documentos.php?cd=3050&l=1> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] En el Gráfico 1.7 se muestra como ha ido variando la participación de las distintas fuentes primarias de energía en la Matriz Eléctrica del Ecuador. 33 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA *Térmica Turbo-Vapor se refiere a la energía obtenida de la Biomasa (Bagazo de Caña utilizado por las centrales de las empresas azucareras) **Año móvil, a Noviembre de 2011 Gráfico 1.7. COMPARACIÓN PORCENTUAL DE PRODUCCIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD POR TIPO DE FUENTE PERIODO 1999-2011 Fuente: AUTOR Esta panorámica se prevé que cambie en los próximos cinco años con la puesta en operación de proyectos emblemáticos de generación hidráulica (Tabla 1.4), y el cambio e instalación de unidades térmicas que consumen derivados de petróleo, por unidades de generación eléctrica a gas natural, disminuyendo así el consumo de fuel-oil y diesel, esencialmente6, para conseguir así una producción de energía eléctrica a 2016, como se indica a continuación (Gráfico 1.8): 6 “Plan Maestro de Electrificación 2012-2021”; CONELEC; Agosto, 2011; Disponible <http://www.conelec.gob.ec/documentos.php?cd=4214&l=1> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] en Web: 34 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Tabla 1.4. PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS EMBLEMÁTICOS Provincia Potencia Energía media Instalada [MW] [GWh/año] Proyecto Tipo Coca Codo Sinclair Hidroeléctrico Napo - Sucumbíos 1500 8743 Sopladora Hidroeléctrico Azuay - Morona Santiago 487 2770 Minas - San Francisco Hidroeléctrico Azuay 276 1321,4 Toachi - Pilatón Hidroeléctrico Pichincha - Tsáchila Cotopaxi 253 1100 Delsitanisagua Hidroeléctrico Zamora Chinchipe 116 904 Manduriacu Hidroeléctrico Pichincha 62 356 Quijos Hidroeléctrico Napo 50 355 Mazar - Dudas Hidroeléctrico Cañar 21 125,3 2765 15674,7 TOTAL Fuente: AUTOR. Diseño en base a: “Plan Maestro de Electrificación 2012-2021”; CONELEC; Agosto, 2011; pp. 178-180. Disponible en Web: <http://www.conelec.gob.ec/documentos.php?cd=4214&l=1> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] Hidráulica: 93.5% Térmica: 4.86% Renovable: 1.61% Gráfico 1.8. PRODUCCIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD PROYECTADA PARA EL AÑO 2016 Fuente: CELEC EP 35 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA 1.2. Demanda de Energía Eléctrica y su Proyección 1.2.1. Evolución de la demanda de Energía Eléctrica La demanda de energía eléctrica de una sociedad, región o país, está determinada por fuerzas motoras como: su estructura económica, demográfica, geográfica, su infraestructura tecnológica, disposición de recursos naturales, estilo de vida y patrones de consumo, factores políticos, leyes y regulaciones 7. Ésta crece con relativa rapidez debido a su versatilidad para aplicaciones en procesos industriales, comerciales, transporte, telecomunicaciones, seguridad, y a su indispensable requerimiento para satisfacer las altas exigencias de comodidad de las personas en sus hogares, puesto que, mientras mayor sea el desarrollo económico e ingresos, mayor será el consumo de bienes y de energía. La demanda de electricidad, por lo tanto, crece en función de dos factores principales, que engloba a los antes mencionados: incremento de la población, e incremento del consumo de energía per cápita8 aunque el predominio del uno u otro esté muy marcado entre países en desarrollo y las naciones desarrolladas o altamente industrializadas. El aumento casi exponencial del consumo de energía eléctrica en países industrializados, en contraste con el crecimiento lineal, relativamente modesto, de su población; y por el contrario, el incremento exponencial de población que se ha producido en los países en desarrollo, a diferencia del aumento lineal en el uso de la electricidad, nos indica que el crecimiento de la demanda de energía eléctrica en países desarrollados se debe, principalmente, a un incremento del consumo de energía per cápita, mientras que el incremento de 7 Rogner, H; Popescu, A; “An Introduction to Energy”; World Energy Assessment: Energy and the challenge of Sustainability, Naciones Unidas: Programa de Desarrollo; Washington D.C.; Septiembre, 2000; Capítulo I, pp. 32-33. Disponible en Web: <http://www.undp.org/content/dam/aplaws/publication/en/publications/environment-energy/www-eelibrary/sustainable-energy/world-energy-assessment-energy-and-the-challenge-ofsustainability/World%20Energy%20Assessment-2000.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] 8 Consumo de energía per cápita: se refiere al consumo de energía eléctrica por habitante, ya sea de un país o región, que se calcula dividiendo el consumo de electricidad del país entre la cantidad de sus habitantes. 36 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA la población ha sido la causa esencial para este aumento en los países en vías de desarrollo.9 Consumo en el Mundo: Durante el periodo 1973-2009, la demanda de energía eléctrica en el mundo ha crecido, en promedio, 3.357% anual10, pasando de un consumo de 5102 TWh (439 Mtoe11) en 1973 a 16748 TWh (1441 Mtoe) en 2009, es decir, que en un poco más de 35 años esta demanda se ha incrementado en un 328%, aproximadamente. Detalles de este consumo se puede observar en el Gráfico 1.9. *Otros incluye: el sector agrícola, comercial, residencial, servicios públicos, y otros no especificados Gráfico 1.9. CONSUMO MUNDIAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR SECTOR PERIODO 1971-2009 Fuente: “Key World Energy STATISTICS 2011”; International Energy Agency (IEA); París, 2011. Disponible en Web: <http://www.iea.org/textbase/nppdf/free/2011/key_world_energy_stats.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] A raíz de la recesión económica en varios países de la Unión Europea y Estados Unidos, la demanda de electricidad en el mundo decreció un 0,7% en 2009, la primera caída desde que se tienen registros en la IEA (International Energy Agency) a principios de 1970, pero se recuperó con fuerza en 2010, creciendo un 6%12. Esta disminución de la demanda es más notoria al 9 "Energy transitions"; Grubler, Arnulf; Encyclopedia of Earth; Washington, D.C., 2008: Environmental Information Coalition, National Council for Science and the Environment. Disponible en Web: <http://www.eoearth.org/article/Energy_transitions> 10 Porcentaje obtenido de la curva de crecimiento de consumo de Energía Eléctrica, Gráfico 1.9. 11 Mtoe: Millones de toneladas equivalentes de petróleo, unidad de energía. 1 Mtoe = 11.6222 TWh. 12 “World Energy Outlook 2011”; International Energy Agency (IEA); París, Septiembre, 2011; pp. 176. 37 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA comparar el consumo de energía per cápita en el mundo (Gráfico 1.10), en el cual, para el año 2009 se registró una disminución del 1.79% respecto al 2008, pero a pesar de ello, el promedio de crecimiento anual del consumo de energía per cápita para el periodo 2002-2009 es de 2.11%13. Gráfico 1.10. CONSUMO MUNDIAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA PER CÁPITA Fuente: AUTOR. Diseño en base a: “Consumo de Energía Eléctrica (kWh per cápita)”; Banco Mundial. Disponible en Web: <http://datos.bancomundial.org/indicador/EG.USE.ELEC.KH.PC/countries/1W?display=graph> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] Consumo en el Ecuador: En el país, el consumo de energía eléctrica per cápita está muy por debajo de este índice a nivel mundial, pero su tasa de crecimiento promedio en los últimos años ha sido superior, 4.04%, para el periodo 1999-2011, a pesar de que en el año 2000 se registró una caída del 4.83% respecto a 1999 (Tabla 1.5). La demanda de electricidad para el mismo periodo (1999 - 2011) ha presentado un aumento anual promedio de 5.85%, pasando de un consumo de 7730.69 GWh en 1999 a 15249.20 GWh en 2011 (Tabla 1.6), es decir, que, prácticamente, la demanda energía eléctrica se ha duplicado. 13 Porcentaje obtenido de la curva de Consumo Mundial de Energía Eléctrica per Cápita, Gráfico 1.10. 38 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Tabla 1.5. CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA PER CÁPITA A NIVEL NACIONAL PERIODO 19992011 Consumo de energía eléctrica per cápita Año Consumo Eléctrico (GWh) Población del País (Miles)* Consumo Per Cápita (kWh/hab) Variación (%) 1999 7731 12121 637,818662 2000 7885 12990 607,005389 -4,83% 2001 8158 12480 653,685897 7,69% 2002 8596 12661 678,935313 3,86% 2003 9107 12843 709,102235 4,44% 2004 9690 13027 743,839718 4,90% 2005 10305 13215 779,795687 4,83% 2006 11039 13408 823,314439 5,58% 2007 11863 13605 871,958839 5,91% 4,51% 2008 12580 13805 911,264035 2009 13213 14010 943,112063 3,49% 2010 14077 14307 983,923953 4,33% 2011** 14923 14614 1021,14411 3,78% PROMEDIO 4,04% * INEC ** Actualizado a Agosto 2011 Fuente: “Estadísticas del Sector Eléctrico”, Consumo de Energía Per Cápita; CONELEC; 2012. Disponible en Web:<http://www.conelec.gob.ec/indicadores/paginas/is_consumo.html?id=9&des=Consumo%20de%20Energia%20Electrica% 20per%20Capita%202011:> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] Los sectores que han presentan mayor crecimiento en la demanda de energía son el comercial e industrial, con un incremento anual promedio del 7.54% y 7.42%, respectivamente, para el periodo antes mencionado. Le sigue el sector residencial con 5.12%, y el servicio de alumbrado público con 3.39%; los demás sectores no mencionados (transporte, agricultura, etc) en conjunto han tenido una tasa de crecimiento del 4.54%. 39 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Tabla 1.6. DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA A NIVEL NACIONAL PERIODO 1999-2012 Demanda anual de energía eléctrica a nivel nacional por grupo de consumo (GWh) Residencial Año Consumo Variación (%) Comercial Consumo Variación (%) Consumo A. Público Otros Total Variación Variación Variación Consumo Consumo Consumo (%) (%) (%) 2.960,30 2000 2.803,32 -5,30% 1.362,01 7,75% 2.218,43 7,04% 620,24 4,56% 900,29 7,10% 7.904,43 2,25% 2001 2.915,74 4,01% 1.432,41 5,17% 2.139,39 -3,56% 634,09 2,23% 888,61 -1,30% 8.010,32 1,34% 2002 3.098,30 6,26% 1.496,52 4,48% 2.460,19 14,99% 663,68 4,67% 893,74 0,58% 8.612,73 7,52% 2003 3.269,65 5,53% 1.805,04 20,62% 2.589,59 5,26% 675,04 1,71% 812,00 -9,15% 9.151,65 6,26% 2004 3.515,64 7,52% 2.051,34 13,65% 2.792,61 7,84% 696,54 3,18% 938,17 15,54% 9.994,62 9,21% 2005 3.702,24 5,31% 2.377,57 15,90% 3.052,41 9,30% 715,82 2,77% 962,70 2,61% 10.811,07 8,17% 2006 3.896,09 5,24% 2.598,15 9,28% 3.332,52 9,18% 741,24 3,55% 1.068,81 11,02% 11.637,08 7,64% 2007 4.095,19 5,11% 2.633,77 1,37% 3.332,07 -0,01% 765,46 3,27% 1.216,52 13,82% 12.043,11 3,49% 2008 4.384,86 7,07% 2.519,61 -4,33% 3.418,36 2,59% 806,40 5,35% 1.524,20 25,29% 12.653,54 5,07% 2009 4.672,28 6,55% 2.532,71 0,52% 4.147,86 21,34% 819,57 1,63% 1.045,50 -31,41% 13.218,22 4,46% 2010 5.114,18 9,46% 2.672,33 5,51% 4.416,76 6,48% 812,03 -0,92% 1.061,30 1,51% 14.076,81 6,50% 2011 5.350,99 4,63% 2.955,82 10,61% 4.797,85 8,63% 882,99 8,74% 1.261,22 18,84% 15.249,20 8,33% 2012* 5.378,89 0,52% 3.003,54 1,61% 4.847,68 1,04% 891,34 0,95% 1.280,88 1,56% 15.402,37 1,00% 5,12% 2.072,56 7,54% 593,21 7,42% 840,63 Variación (%) 1999 PROMEDIO** 1.263,99 Industrial 3,39% 7.730,69 4,54% 5,85% *Año Móvil de marzo-2011 a febrero-2012 ** El promedio no incluye el año 2012 Fuente: “Estadísticas del Sector Eléctrico”, Demanda de Energía; CONELEC; 2012. Disponible en Web: <http://www.conelec.gob.ec/indicadores/paginas/is_demanda_energia.html?id=4&des=Demanda%20de%20Energia%20Electrica%20%20a%20febrero%202012 %20(A%EF%BF%BDo%20movil):> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] 40 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA 1.2.2. Proyección de la demanda eléctrica14 El incremento actual de la demanda de energía eléctrica en el mundo constituye un reto formidable para la innovación de los sistemas de eléctricos. Sostener este crecimiento es inconcebible, más aún si se consideran los crecientes impactos ambientales en los que deben incurrirse para satisfacer este consumo, y las repercusiones que tiene en el cambio climático, la naturaleza y parte de la comunidad. La sostenibilidad de esta tasa de crecimiento de la demanda implica la instalación de 1000 MW de generación eléctrica en el mundo en intervalos de menos de 2.36 días. Se estima, si no cambia ninguna política de consumo de energía eléctrica en el mundo, una tasa de crecimiento de la demanda del 2.7% para el periodo 20092035, y un incremento anual de generación del 2.6%. Este incremento desmesurado del consumo de electricidad en el mundo impulsado por el acelerado crecimiento de las principales potencias económicas emergentes (China, India, Brasil, Sudáfrica y México), el crecimiento de la población, la expansión del acceso a la electricidad, el mayor grado de penetración de los vehículos eléctricos en el mercado, y el aumento del consumo de energía per cápita, hacen necesario la implementación de un escenario en el que se prevé que los gobiernos nacionales adopten nuevas medidas políticas para garantizar un suministro sustentable de energía eléctrica para sus habitantes, que impulsa el desarrollo y diversificación de tecnologías limpias y de mayor eficiencia, la disminución de pérdidas de transmisión y distribución de energía a través de redes inteligentes, el cambio en el precio de los combustibles fósiles, cobro de aranceles por emisiones de CO2, la eliminación gradual de subsidios y adopción de otras medidas que limiten de alguna manera el consumo de electricidad , con lo que se estima mantener una tasa promedio de crecimiento anual de la demanda del 2.4% durante periodo 2009 - 2035. 14 “World Energy Outlook 2011”; International Energy Agency (IEA); París, Septiembre, 2011; pp. 175-203 41 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA 1.3. Matriz Eléctrica del Ecuador Como se mencionó en la sección 1.1.3, la estructura de la Matriz Eléctrica del Ecuador, históricamente, presenta dos fuentes dominantes de energía primaria: - Hidroelectricidad, - Termoelectricidad (principalmente, petróleo y un pequeño porcentaje de gas natural) la energía restante es suministrada por generación con biomasa, importaciones, y energía renovable no convencional (eólica, solar). El porcentaje de energía eléctrica provisto en nuestro país por energía térmica o hidráulica, varía constantemente en función del nivel del agua en los embalses, así como del caudal de los ríos aprovechados en los proyectos hidroeléctricos. Esta dependencia está marcada, principalmente, por los niveles de precipitaciones en las cuencas de los ríos durante el periodo de estiaje que se presenta año tras año en el Ecuador. Así por ejemplo, para el periodo agosto 2011 - julio 2012, se tuvieron los siguientes porcentajes de producción presentados en el Gráfico 1.11: *No convencional incluye: biomasa, eólico y solar Gráfico 1.11. PORCENTAJE DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL ECUADOR AGO/11-JUL/12 Fuente: AUTOR. Diseño en base a: “Porcentaje de Generación”; CENACE; 2012 Disponible en Web: <http://www.cenace.org.ec/index.php?option=com_content&view=article&id=68&Itemid=59> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] 42 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Así mismo como indicamos en la sección 1.1.3, con la construcción y puesta en operación de los proyectos emblemáticos de generación hidroeléctrica en el Ecuador, se espera que para el año 2016 la hidroelectricidad suministre el 93.5% del total de la electricidad en el país. Aunque esta perspectiva resulta un poco ambiciosa, debido a que en estos proyectos no se construirán grandes embalses que permitan almacenar la cantidad de agua necesaria para satisfacer la demanda en el periodo de estiaje, que coincide con los meses de mayor consumo de electricidad en el año (Octubre a Enero), además de que la mayoría estarán situados en las vertientes orientales, manteniendo su vulnerabilidad a los periodos de sequía, y a las pocas centrales que concentran grandes capacidades instaladas (MW)15. Esto implica una diversificación de las fuentes de energía primaria, por lo que se encuentran en estudio proyectos de generación geotérmica y eólica, principalmente, de las que se estima que el país posee un gran potencial. 15 Castro, Miguel; “Hacia una Matriz Energética Diversificada en Ecuador”; CEDA; Quito; Noviembre, 2011; pp. 56-72. Disponible en Web: <http://www.ceda.org.ec/descargas/publicaciones/matriz_energetica_ecuador.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] 43 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA CAPITULO II DESCRIPCIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS EMPLEADAS PARA LA PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD 2.1. Hidroelectricidad La energía hidroeléctrica basa su funcionamiento en el aprovechamiento de la energía potencial de la caída de una masa de agua, y del caudal de la misma. Como se ve en el Gráfico 2.1, esta caída está dada por la diferencia de alturas entre la toma de agua y la casa de máquinas, donde el agua mueve la turbina accionando el generador, el cual convierte la energía mecánica en eléctrica. Esta es la mayor fuente de energía primaria para centrales eléctricas que emplean energía renovable, y representa a nivel mundial alrededor del 16% de la potencia eléctrica instalada. A pesar de que la madurez tecnológica ya no permite ganar, significativamente, eficiencia, aún es posible en el mundo, aumentar su generación hasta 12 veces más.16 La hidroelectricidad demanda altos costos de inversión y largos periodos de construcción, pero con costos de operación muy bajos, por lo que los costos de producción de energía son igualmente bajos. Entre las características más importantes de esta tecnología, está la de poder generar energía sin contaminar al medio ni al recurso utilizado (agua), por lo que éste puede además ser empleado para distintos usos, como consumo humano, riego, etc. También está la de poder almacenar el recurso en embalses, que según su tamaño, permiten generar durante las horas de mayor demanda, y/o hasta en meses de sequía. 16 “Development and Climate Change”; WB (World Bank) (2010a); 2010; pp. 417. [Consulta: 16 de Agosto de 2012] 44 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Gráfico 2.1. CENTRAL HIDROELÉCTRICA Fuente: “La generación de energía eléctrica”; Disponible en Web: <http://ec.kalipedia.com/tecnologia/tema/centraleshidroelectricas.html?x=20070822klpingtcn_103.Kes&ap=1> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] Se clasifican en tres tipos: Centrales a filo de río: Son centrales que no poseen un gran almacenamiento, sino que funcionan permanentemente con el caudal del rio, por lo que queda sujeto a las variaciones estacionales que éstos presentan; disminuyendo su factor de planta en tiempo de estiaje y desperdiciando recursos en tiempo de exceso. Algunos de estas centrales cuentan con pequeños reservorios que dan flexibilidad de operación para horas pico o para algunos días. Con embalse: Son centrales que almacenan grandes volúmenes de agua mediante la construcción de una presa, la cual ayuda con la regulación del paso de agua a la turbina, dejando de ser importante la uniformidad del caudal de ingreso al embalse. Esto demanda una mayor inversión pero permite incrementar la generación energética, disminuyendo el costo de producción, en especial en los meses de estiaje. De bombeo: son centrales que tienen un embalse arriba de casa de máquinas y otro abajo. Funcionan como generadoras convencionales de energía durante las horas de mayor consumo y durante las de menor demanda llevan el agua 45 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA turbinada de regreso al embalse superior por medio de motobombas, o sus generadores funcionan como motor y las turbinas como bombas. 2.2. Termoelectricidad La termoelectricidad es el proceso de obtener energía eléctrica a partir de la energía liberada en forma de calor, en la mayoría de los casos, por la combustión de combustibles fósiles. El proceso se basa en transformar la energía térmica en energía mecánica en la turbina, y convertir esta energía en electricidad en el generador, como se observa en el Gráfico 2.2: Gráfico 2.2. CENTRAL TERMOELÉCTRICA Fuente: “Curso máster especializado centrales termoeléctricas”; <http://www.renovetec.com/cursocentralestermoelectricas.html> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] Disponible en Web: La energía mecánica se obtiene a partir de un fluido que se expande en la turbina térmica produciendo trabajo, al moverse esta turbina accionará el alternador que esta acoplado a su eje, generando finalmente energía eléctrica. Las centrales termoeléctricas convencionales se clasifican de acuerdo a su forma de combustión: 46 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Combustión externa: En este proceso, se realiza la combustión para calentar el fluido de trabajo en una caldera, hasta convertirlo en vapor, enviándolo a altas presiones hacia la turbina donde se expande produciendo trabajo mecánico. El vapor nuevamente es convertido en agua por medio de un condensador y reutilizado, formando un proceso cerrado. Combustión interna: Es el proceso donde la combustión se realiza mediante la mezcla del combustible y un comburente, que generalmente es aire, siendo el fluido de trabajo el resultado de gases de esta combustión a alta presión. Este tipo de combustión se realiza en las maquinas con turbinas a gas y en unidades térmicas de movimiento alternativo (a pistón) como motores ciclo Otto o Diesel. Los gases de escape son enviados a la atmosfera. Las centrales termoeléctricas son altamente contaminantes y de baja eficiencia, con costos de generación altos, principalmente, por el elevado precio de los combustibles empleados para la producción de energía. Sin embargo son de rápida instalación, de 24 a 26 meses, centrales de combustión externa, y de 12 a 18 meses, centrales de combustión interna, y pueden ser utilizados en las horas de mayor demanda. En centrales termoeléctricas a gas se puede incrementar su eficiencia por medio de ciclos combinados, es decir el calor de sus gases de escape puede transformar agua en vapor, y utilizar este recurso para la generación eléctrica. 2.3. Generación Eólica Es el aprovechamiento de la energía cinética del viento, que mueve las aspas de los aerogeneradores produciendo energía eléctrica. Este tipo de energía está disponible en todo el mundo, pero sólo determinados lugares son capaces de presentar las características necesarias para su aprovechamiento. Conforme la tecnología se ha ido desarrollando más y más, también lo ha hecho el tamaño de las turbinas y de las aspas, que han permitido ir incrementando la potencia de los aerogeneradores. Así, en dos décadas los 47 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA tamaños variaron, de 15-20 m de diámetro con una potencia de 50-100 kW, hasta 60-80 m de diámetro con potencias de hasta 3000 kW. En la actualidad, el desarrollo tecnológico, ha permitido la instalación de turbinas de viento en el mar (off shore), como muestra la Gráfico 2.3, que tienen potencias de hasta 7 MW. El aporte de energía de las centrales eólicas en el mundo es del 1,1% del total de la energía eléctrica producida, y es una de las energías limpias de mayor crecimiento, a tal punto, que la potencia instalada se ha ido duplicando cada 3.5 años desde 199017. El aprovechamiento de esta energía no genera contaminación. Gráfico 2.3. AEROGENERADORES Fuente: “Proyectos para energía eólica en México”; Izquierdo, C.; <http://www.sexenio.com.mx/articulo.php?id=2049> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] 17 “2010 Survey of Energy Resources”; World Energy Council <http://www.worldenergy.org/publications/3040.asp > [Consulta: 17 de Agosto de 2012] Agosto, (WEC); 2011. 2010. Disponible Disponible en Web: en Web: 48 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA 2.4. Energía Solar Fotovoltaica y Térmica Solar La energía solar es el origen de la mayoría de tipos de energía aprovechados, y es capaz de suministrar más de mil veces la demanda de energía que consume la humanidad. Aprovechando correctamente la radiación solar, ésta puede ser transformada en energía eléctrica, mediante el uso de paneles solares fotovoltaicos, o en energía térmica, a través de la utilización de colectores solares. Energía solar fotovoltaica: Transforma la energía solar en energía eléctrica mediante células solares acopladas en paneles fotovoltaicos basados en materiales semiconductores. Su tecnología está aún en proceso de investigación, su rendimiento es todavía deficiente comparado con los altos costos de sus equipos y con el gran espacio que estos ocupan para la producción de pequeñas cantidades de energía, pudiendo llegar a cubrir 1.5 hectáreas/GWh/año. Sin embargo los costos de operación y mantenimiento son sumamente bajos, al igual que los de cambio de equipo. En el Gráfico 2.4. se muestra un esquema de su funcionamiento. Gráfico 2.4. CENTRAL FOTOVOLTAICA Fuente: “Energías Renovables”; Albert Admin; Septiembre, 2009. energia.com/2009/09/centrales-fotovoltaicas/> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] Disponible en Web: <http://www.renovables- 49 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Energía térmica solar: Su funcionamiento está basado en el aprovechamiento del calor del sol para transformar un líquido en vapor, obteniendo así la potencia necesaria para mover los alabes de una turbina, la cual accionará el generador eléctrico, en un ciclo termodinámico convencional. Como se ve en el Gráfico 2.5, es necesario concentrar la radiación solar en un punto fijo para obtener elevadas temperaturas, mediante el empleo de espejos de geometría parabólica que se mueven automáticamente en la dirección del sol. Gráfico 2.5. CENTRAL TÉRMICA SOLAR Fuente: “La Generación de Energía Eléctrica”. Disponible en Web: <http http://www.kalipedia.com/tecnologia/tema/central-termicasolar.html?x=20070822klpingtcn_103.Kes&ap=4> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] 2.5. Biomasa El proceso de formación de biomasa se lleva a cabo a través de la fotosíntesis, donde las plantas aprovechan la energía solar para transformar el dióxido de carbono, y algunos minerales sin valor energético, en material de gran contenido energético. La energía almacenada en este proceso es convertida en energía térmica, eléctrica o carburantes de origen vegetal. Como se observa en el Gráfico 2.6, este tipo de central es similar a la una central térmica convencional con la diferencia de que no usan combustibles fósiles sino materia orgánica para calentar el agua produciendo vapor a alta 50 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA presión para mover las turbinas. Utilizan los residuos agrícolas, restos de la industria maderera, alimenticia y de los residuos de rellenos sanitarios de basura, estos últimos al generar gases. Gráfico 2.6. CENTRAL DE BIOMASA Fuente: “Central Biomasa”; Tecnología Alvaro y Diana; Mayo de 2010. Disponible <http://tecnologiadianayalvaro.blogspot.com/2010/05/central-de-biomasa.html> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] en Web: Su contribución al sector eléctrico mundial es menos del 1%, pero está en crecimiento. 2.6. Otras tecnologías Existen otros tipos de tecnologías empleadas para la generación de energía eléctrica, como la energía nuclear, que genera grandes potencias a través del aprovechamiento de material radioactivo fisionable (uranio enriquecido), que mediante reacciones nucleares contraladas producidas en un reactor, se obtiene el calor necesario que será utilizado en un ciclo térmico convencional, que provocará en movimiento de los alternadores. 51 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA La generación Geotérmica, que para la producción de electricidad, aprovecha el calor proveniente del interior de la tierra para calentar agua y convertirla en vapor, o por la extracción directa de vapor de agua presente en capas subterráneas del planeta. Las centrales de generación mareomotriz, que básicamente, aprovechan la energía cinética de las corrientes marinas o de las desembocaduras al mar de grandes ríos, que ponen en movimiento a turbinas para la producción de electricidad, de manera similar al viento que utilizan los aerogeneradores. Estas dos últimas tecnologías utilizan recursos renovables, que no contaminan al medio ambiente. 52 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA CAPÍTULO III COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA 3.1. Descripción de Costos para la Producción de Energía Eléctrica18 3.1.1. Esquema general de Costos de Generación Para la determinación de los costos de generación se distinguen dos grupos de costos que dependen del periodo en los que son causados, los costos preoperativos y los costos operativos. Los primeros corresponden a la inversiones y financiamiento, necesarios para la construcción y ejecución del proyecto, y los segundos corresponden, básicamente, a los costos periódicos, tanto fijos como variables, que garanticen una adecuada operación de la central. Estos gastos originados por la instalación de plantas o unidades de generación de energía eléctrica variarán de acuerdo a su localización geográfica, tecnología, tipo de recurso natural aprovechado o combustible empleado, ciclo, factor de planta, entre otros. Dentro de los costos preoperativos podemos mencionar, de manera general: - Estudios e investigaciones - Ingeniería y diseño - Predios - Vías de acceso 18 “Costos indicativos de Generación Eléctrica en Colombia”; Unidad de Planeación Minero - Energética, Ministerio de Minas y Energía de Colombia; Abril, 2005; pp. 3.12-3.21. Disponible en Web: <http://www.siel.gov.co/siel/documentos/documentacion/generacion/costos_indicativos_generacion_ee.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] 53 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA - Obras de infraestructura - Obras civiles - Equipos - Inversiones ambientales - Imprevistos en obras y equipos - Costos de financiamiento - Costos legales (permisos y regulaciones) Por otra parte, los componentes básicos de los costos operativos son: - Administración, operación y mantenimiento (AOM): Componente Fija Componente Variable - Combustible - Seguros - Manejo ambiental - Peajes por transporte de energía Con el total de costos preoperativos, y con el empleo de variables económicas (tasa de descuento, depreciaciones, etc) y la vida útil de la planta, se calcula el costo preoperativo anual, que por lo general, se recomienda dividirlo en partes iguales para el periodo de vida de la central. Este costo sumado al costo operativo anual nos da el Costo Total Anual. En el Gráfico 3.1 se ilustra un esquema general de los costos de generación. A continuación, en los siguientes puntos, se presentan distintas consideraciones generales sobre los componentes del costo de generación: 54 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA COSTOS PREOPERATIVOS Predios Infraestructura VARIABLES ECONÓMICAS Obras Civiles Equipos TOTAL PREOPERATIVO Inversiones ambientales Ingeniería PLANTA TÍPICA Imprevistos equipos Caracterización Imprevistos obra civil Capacidad Ley Preoperativos Factor de Planta Vida Útil COSTOS OPERATIVOS Eficiencia AOM Componente Fija Mantenimiento Y Overhaul COSTO PREOPERATIVO ANUAL COSTO TOTAL EQUIVALENTE ANUAL COSTO UNITARIO DE GENERACIÓN TOTAL OPERATIVO Combustible REGULACIÓN Y LEYES Seguros Cargos de Ley Operativos ENERGÍA MEDIA ANUAL Gráfico 3.1. ESQUEMA DE COSTOS DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD Fuente: “Costos indicativos de Generación Eléctrica en Colombia”; Unidad de Planeación Minero - Energética, Ministerio de Minas y Energía de Colombia; Abril, 2005; pp. 3.15. Disponible en Web: <http://www.siel.gov.co/siel/documentos/documentacion/generacion/costos_indicativos_generacion_ee.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] 3.1.2. Costos Preoperativos Estudios e investigaciones: En este rubro se incluyen estudios básicos como los de hidrología, topografía, geología, eología, etc, orientados hacia la determinación del potencial del recurso a emplearse. Para ello se tienen en cuenta las siguientes consideraciones: Para centrales térmicas que utilizan combustibles derivados del petróleo, gas natural, carbón u otro tipo de combustible, no se considera este ítem debido a que en la mayoría de casos se cuenta con la información requerida, y de ser necesarias investigaciones, se considerarán incluidas en el costo del combustible. Para centrales hidroeléctricas se calcula como un porcentaje del costo de inversión, el cual depende del tipo de planta, capacidad y tecnología. 55 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA En la mayoría de fuentes de energía no convencionales, los costos de estudios e investigaciones son parte de los costos unitarios de mediciones y de personal. Predios: Son los costos del terreno en donde se va a ubicar la planta, las vías de acceso y demás obras de construcción. Se considera además el costo de las servidumbres para instalaciones y líneas de transmisión. Para el cálculo de este rubro se determinan las áreas requeridas para cada tipo de tecnología y se aplica un costo unitario por hectárea. Infraestructura: Son las obras de acceso, conexión y demás edificaciones necesarias para la correcta construcción y operación de la planta, así como para una cómoda estadía del personal; considera los siguientes ítems: - Vías de acceso: Se refiere a la ejecución de vías necesarias para la construcción y operación de la planta. Para la determinación del costo de las vías de acceso se definen especificaciones particulares de éstas según el tipo de central a construir y su ubicación geográfica, ya que dependerá de estas peculiaridades para que este rubro signifique un alto valor en la inversión o pueda llegar al punto de ser despreciable en el caso de centrales ubicadas cerca del área urbana. El objetivo es determinar un costo unitario (USD/km) asociado a cada especificación. Para centrales hidráulicas, los costos de las vías muchas de las veces se incrementan con el tamaño de la central a construir, por depender de sitios específicos de difícil acceso para el aprovechamiento del máximo potencial y por utilizar espacios más amplios para su desarrollo, por lo que es necesaria la construcción de un mayor número de vías para los distintos accesos. - Campamentos y oficinas: Son los costos de infraestructura necesaria para el alojamiento de los trabajadores de la obra, así como de los administradores y técnicos que operarán durante la vida útil de la central, como son servicios de agua potable, electricidad, telefonía, televisión, etc. No incluye terrenos. 56 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Se los calcula como el costo por metro cuadrado de construcción, que dependerá del lugar en donde se encuentra la central y de su tamaño, debido a que en algunos casos se puede manejar con infraestructura propia del lugar. Obras civiles: Considera todos los costos de las construcciones realizadas para el aprovechamiento de los recursos, incluido la subestación. Se separan por el origen del ítem de costo dependiendo de la tecnología y capacidad consideradas para la central. Un aprovechamiento hidroeléctrico implica mayores obras civiles por lo que sus costos son altos, de acuerdo a la magnitud de la potencia instalada. En otros tipos de aprovechamientos los costos de obras civiles se incluyen en los costos de instalación y montaje de los equipos, como el caso de calderas, turbinas a gas, etc. Equipos nacionales: Son equipos de fabricación o adquisición nacional, en donde no se consideran trámites ni impuestos de importación, sólo los costos por el equipo, traslado y su instalación. Equipos Internacionales: Este componente presenta particularidades en el régimen tributario y arancelario, por lo que es muy importante diferenciarlo dentro de los costos preoperativos. El costo de los equipos importados debe incluir básicamente: - Costos de Exportación: trámites aduaneros necesarios para la exportación de los equipos desde su país de origen. - Transporte marítimo y seguro: los equipos deben estar asegurados para su traslado al país de destino. - Aranceles de Nacionalización: se refiere a las disposiciones arancelarías y de aduanas propias de cada país para la legalización y salida de equipos importados. - Bodegaje: costo en el que se incurre por la permanecía de la mercancía en aduana, desde su arribo hasta su despacho. - Trasporte y seguros internos: para el traslado de los equipos desde el puerto hasta la planta. 57 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA - Costo de Instalación: comprende materiales y mano de obra requerida para la instalación de los equipos. Ingeniería: Son considerados como gastos de ingeniería a los gastos de consultoría, diseño, gerencia y administración técnica durante la etapa de construcción del proyecto. Imprevistos: Son los costos de elementos que no se han considerado en otros rubros, cargos ocasionados por demoras y suspensiones de trabajo, errores u omisiones presupuestales. Por lo general, se estiman como un porcentaje de las obras civiles, de infraestructura y del costo total de los equipos. Costos de Financiamiento: Corresponde a los intereses de los costos de inversión, así como a sobrecostos producido por demoras Ley preoperativos: Son todos los cargos de ley que se pueden aplicar durante el proceso de la construcción, según las diferentes tecnologías y plantas tipo consideradas, como pueden ser: tasas prediales o impuestos municipales, gravámenes y permisos ambientales, etc. 3.1.3. Costos operativos Administración, operación y mantenimiento (componente fija): Son los costos debido a las actividades inherentes al funcionamiento del proyecto, expresadas en USD/año. Administración, operación y mantenimiento (componente variable): Corresponde a un componente producto de la operación de la empresa de generación, expresados en forma global (USD/año). Combustible: Constituye uno de los índices más importantes en los costos variables de operación para el caso de centrales termoeléctricas, debido a su alto costo en el mercado, y al tipo de tecnología de la planta. En el caso de centrales de energía no convencional e hidráulicas, éstos no influyen. 58 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Seguros: Es la aportación económica que ha de pagar el proyecto a la compañía aseguradora por la contraprestación de la cobertura económica de riesgo que ésta le ofrece. Las bases técnicas que se utilizan para calcular el costo del seguro consideran, por una parte, a los bienes o personas a asegurar, por otra, el grado y frecuencia con que se presenta un siniestro, y por último, el análisis por medio de principios actuariales19. Cargos de ley operativos: son todos los cargos tributarios y legales, aplicables durante la vida útil del proyecto, dependiendo de su tecnología, ubicación, etc., como peajes por transporte de energía eléctrica, predios municipales, etc. 3.2. Precio de Combustibles empleados para Generación Eléctrica en el Ecuador 3.2.1. Combustibles empleados para la Generación Eléctrica El combustible utilizado para generación térmica varía según el tipo de tecnología empleada en la central, que puede ser: motor de combustión interna, turbina a vapor, turbina a gas y ciclo combinado. En algunas de éstas, se consume un tipo de combustible para el arranque de la central y otro distinto, generalmente más económico (combustibles pesados), para la producción de energía eléctrica con la intensión de abaratar costos, aunque consecuentemente se tenga una disminución en su rendimiento. En nuestro país, los combustibles empleados para la generación térmica a gran escala son los siguientes: Diesel 2: empleado como combustible principal en motores de combustión interna y algunas turbinas a gas, y para el arranque de centrales térmicas a vapor y motores de combustión interna que utilizan combustibles pesados (residuo, fuel oil) como energía primaria. 19 Principios Actuariales: se refieren a consideraciones estadísticas y cálculos matemáticos que se efectúan sobre todos los seguros para calcular el riesgo de un bien y aplicar una prima en base al mismo. 59 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Fuel Oil: utilizado como combustible principal de centrales con turbinas a vapor y motores de combustión interna. En el país se producen dos tipos de este combustible pesado, determinados por la refinería en la que se procesan, fuel oil 6 en la Refinería Esmeraldas y fuel oil 4 en la Refinería La Libertad. Nafta: se la utiliza como combustible principal en algunas turbinas a gas. Residuo: empleado como combustible principal de motores de combustión interna y turbinas a vapor. Gas Natural: empleado en centrales con turbinas a gas En la Tabla 3.1 se indica el tipo de combustible consumido en algunas centrales térmicas del Ecuador. 3.2.2. Precio de los Combustibles Actual e históricamente, el Ecuador es un país exportador de crudo (pesado), de bajo valor agregado, e importador de combustibles refinados (GLP, diesel, nafta de alto octanaje, gasolina, entre otros) y lubricantes derivados del mismo, lo que hace que el precio de estos insumos sean elevados, a diferencia de países como Brasil, México y Venezuela, que producen combustibles para su consumo local. El Gobierno Nacional ha establecido varias disposiciones legales y resoluciones con la finalidad de mantener una tarifa para los usuarios menor a la real, así ha fijado mecanismos por los cuales el sector eléctrico ecuatoriano recibe tratamientos especiales, a través de: exoneraciones de pago, aportes gubernamentales para obras de expansión de la actividad eléctrica, insumos entregados a precios preferenciales, etc. Uno de estos mecanismos es el subsidio al precio de los combustibles para la generación eléctrica, principalmente del diesel y nafta de alto octanaje (combustibles importados), y de los combustibles pesados de producción local, fuel oil 4, fuel oil 6 y residuo, que se expenden a costos preferenciales, mucho menores a su precio referencial internacional. 60 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Tabla 3.1. TIPO DE COMBUSTIBLE CONSUMIDO POR TIPO DE CENTRAL TÉRMICA TIPO DE COMBUSTIBLE CONSUMIDO POR TIPO DE CENTRAL TÉRMICA COMBUSTIBLE ARRANQUE COMBUSTIBLE PRINCIPAL Empresa Tipo de Central Empresa Eléctrica de Guayaquil Térmica Vapor Electroguayas Térmica Vapor Central Aníbal Santos (Vapor) Gonzalo Zevallos (Vapor) FUEL OIL Trinitaria Termopichincha Térmica MCI Power Barge II Elecaustro Térmica MCI Descanso Termoesmeraldas RESIDUO Térmica Vapor Termoesmeraldas Termopichincha Térmica MCI Guangopolo Termoguayas Térmica MCI keppel Generoca Térmica MCI Generadora Rocafuerte Intervisa Trade Térmica MCI Victoria II Enrique García Electroguayas Térmica Gas Gonzalo Zevallos (Gas) Pascuales II Álvaro Tinajero Electroecuador Térmica Gas Anibal Santos (Gas) Electroquil Térmica Gas Electroquil DIESEL Santa Rosa Térmica Gas Puna Miraflores + Pedernales Termopichincha La Propicia Térmica MCI Miraflores TG1 Quevedo 1 Santa Elena NAFTA Intervisa Trade Térmica Nafta Victoria II GAS NATURAL Machala Power Térmica Gas Natural Machala Power FUEL OIL - - Residuo Diesel 2 Nafta Gas Natural - X - - - X - - - X - - - X - - - X - - - X - - - X - - - X - - - X - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - Fuente: AUTOR. Diseño en base a: “Boletín Estadístico Sector Eléctrico Ecuatoriano”; CONELEC; Agosto, 2011; pp. 83-84. Disponible en Web: <http://www.conelec.gob.ec/documentos.php?cd=3050&l=1>, Boletín Año 2010. [Consulta: 16 de Agosto de 2012] 61 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Al ser el combustible el rubro de mayor peso en la producción de energía eléctrica en las centrales térmicas del país, es necesario conocer el precio internacional de éste, y compararlo con los precios preferenciales a los que el Estado los despacha a las empresas generadoras del país. Precio Internacional Los precios de referencia internacional adoptados por EP PETROECUADOR para la comparación con el precio de los combustibles derivados del petróleo (expendidos a nivel nacional), son los precios FOB20 en la Costa del Golfo, Estados Unidos, de los principales combustibles publicados por la U.S. Energy Information Administration21. Cada combustible comercializado en el país se le compara con el precio del combustible más similar en cuanto a sus características físicas. En la Tabla 3.2 se expone el combustible de referencia internacional, así como su precio, para los combustibles empleados para la generación eléctrica: Tabla 3.2. PRECIO REFERENCIAL INTERNACIONAL DE COMBUSTIBLES EMPLEADOS EN LA GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL PAÍS PRECIO REFERENCIAL INTERNACIONAL DE COMBUSTIBLES Combustible Comercializado por PETROECUADOR Referencia Internacional de Combustible Precio [USD/gal] Nafta U.S. Gulf Coast Conventional Gasoline Regular Spot Price 2,691* Diesel 2 U.S. Gulf Coast No. 2 Diesel Fuel Spot Price 3,079** Fuel Oil 4 U.S. Gulf Coast Nº 4 Fuel Oil Spot Price 2,801** Residuo U.S. Gulf Coast Residual Fuel Oil 1.0 % Sulfur LP Spot Price 2,275* Gas Natural U.S. Gulf Coast Natural Gas Price 3,22*** *Valores actualizados a Junio-2012. No incluyen impuestos. **Valor promedio del año 2011, debido a que las empresas internacionales prohíben su divulgación mensual. ***Precio en USD/mil pies3. Incluye impuestos. Fuente: AUTOR. Diseño en base a: “Informe final del estudio: Los Subsidios Energéticos en el Ecuador”; Ministerio de Coordinación de la Producción, Empleo y Competitividad; Septiembre, 2010; pp. 14. Disponible en Web: <http://www.elcomercio.com/negocios/subsidios-energia-Ecuador_ECMFIL20110609_0001.pdf>; y “Petroleum Marketing Monthly”; U.S. Energy Information Administration; September, 2012. Disponible en Web: <http://www.eia.doe.gov/oil_gas/petroleum/data_publications/petroleum_marketing_monthly/pmm.html>. [Consulta: 16 de Agosto de 2012]. 20 Precio FOB: precio de venta de un determinado producto que incluye el valor de la mercancía y los gastos de transporte y maniobra hasta el puerto de embarque. 21 U.S. Energy Information Administration: organización que recopila, analiza y difunde información, independiente e imparcial, sobre energía, para promover formulación de políticas, mercados eficientes, y la compresión de la energía y su interacción con la economía y el medio ambiente. 62 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Precio Nacional 22 Los precios de los combustibles utilizados para la generación eléctrica en el Ecuador han estado sujetos a múltiples variaciones, pasando desde una valoración con precios referenciales internacionales, hasta la adopción de una política de subsidios, en base al Decreto Ejecutivo No. 338, publicado en el Registro Oficial No. 73 del 02 de agosto de 2005, que establece precios preferenciales a los derivados de hidrocarburos para el sector eléctrico. El cálculo de los costos del combustible para el sector eléctrico lo realiza de manera anual PETROCOMERCIAL23, conforme lo determinan los artículos 11, 12, 13, 14, 15 y 16 del Decreto Ejecutivo 338 y de conformidad con el artículo 1 del mismo Decreto, para lo cual EP PETROECUADOR ha establecido la normativa V04.01.01.01-PR-01, “Cálculo de Precios Terminal”, en la que se presenta un procedimiento para el cálculo del precio de los productos derivados del petróleo (combustibles, azufre, asfalto, etc) para cada sector del mercado (petrolero y minero, eléctrico, marítimo, turístico, etc). A pesar de que en el país se explota gas natural y se producen combustibles pesados, como: Fuel Oil 4, Fuel Oil 6 y Residuo, éstos en sí, no están sujetos a subsidio, sin embargo, su precio de venta a las centrales térmicas es mucho menor que su precio internacional, provocando pérdidas para el país, ya que de no ser utilizados para la generación eléctrica, podrían ser exportados. En la Tabla 3.3 se indica el precio al que se expende el combustible para la generación eléctrica, así como su costo referencial internacional. 22 “Informe final del estudio: Los Subsidios Energéticos en el Ecuador”; Ministerio de Coordinación de la Producción, Empleo y Competitividad; Septiembre, 2010. Disponible en Web: <http://www.elcomercio.com/negocios/subsidiosenergia-Ecuador_ECMFIL20110609_0001.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] 23 PETROCOMERCIAL: unidad de negocio encargada de la comercialización interna (nacional) de derivados del petróleo en todos los segmentos del mercado. A partir del año 2010 pasó a ser la Gerencia de Comercialización de la Empresa Pública de Hidrocarburos del Ecuador, EP PETROECUADOR. 63 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Tabla 3.3. PRECIO NACIONAL DE COMBUSTIBLES EMPLEADOS EN LA GENERACIÓN ELÉCTRICA PRECIO DE COMBUSTIBLES PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA Combustible Comercializado por PETROECUADOR Precio Nacional*** [USD/gal] Precio Internacional* [USD/gal] Nafta 0,733264 2,691* Diesel 2 0,900704 3,079** Fuel Oil 4 0,5376 2,801** Residuo 0,2933336 Gas Natural 2,63158 IV 2,275* 3,22 V *Valores actualizados a Junio-2012. No incluyen impuestos. **Valor promedio del año 2011, debido a que las empresas internacionales prohíben su divulgación mensual. *** Vigencia para el mes de Septiembre-2012, Incluyen impuestos. IV 3 Precio en USD/mil pies , establecido en el Decreto Ejecutivo 929, del 28 de Octubre de 2011. No incluye impuestos. V 3 Precio en USD/mil pies . Incluye impuestos. Fuente: AUTOR. Diseño en base a: Precios por Sector, EP PETROECUADOR – GERENCIA COMERCIALIZACIÓN. Disponible en Web: <http://www.eppetroecuador.ec/GerenciaComercializacion/index.htm> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]. 3.3. Costo Nivelado de la Energía (LCOE)24,25 Es complejo calcular el costo de la energía eléctrica producida por distintas fuentes de energía primaria cuando éste es afectado por muchos parámetros como: el tiempo de su construcción, los costos durante su vida útil, el tipo de tecnología empleada, la potencia de la central, los costos para la mitigación del impacto ambiental causado, etc, que provocan valores de inversión y de producción muy distintas al comparar unas con otras. Una metodología tradicional empleada para el cálculo de los costos de generación de electricidad se basa en la obtención del “Levelized Cost of Electricity” (LCOE) o “Levelized Cost of Energy” (LCE), Costo Nivelado de la Energía, el mismo que proporciona una medida del costo promedio anual de producción de electricidad por unidad de energía producida, a lo largo de la vida útil de la planta, descontado y expresado en valor presente. Se trata de una evaluación económica del costo de generación de energía que considera todos los costos a lo largo de la vida útil de la central generadora, como son: los costos de inversión inicial, operación y mantenimiento, 24 “Riesgo y costes medios en la generación de electricidad: diversificación e implicaciones de política energética”; Marrero, G; Puch, L; Ramos-Real, F; FEDEA, Colección Estudios Económicos 13-2010; Julio, 2010. Disponible en Web: <http://www.fedea.es/pub/est_economicos/2010/13-2010.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]. 25 http://web.ing.puc.cl/~power/alumno09/nuclear/metodologia%20evaluacion.html 64 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA combustible y el costo del capital, que permite una comparación más cercana entre las diferentes tecnologías de generación. Es muy útil para responsables políticos, inversionistas e investigadores a la hora de tomar decisiones. El resultado obtenido será el precio mínimo al que la energía deberá ser vendida para cubrir los gastos a lo largo de la vida útil de la planta, sin embargo, debe tenerse en cuenta que este no es el precio de venta real ya que puede verse afectado por una variedad de factores como impuestos, subsidios, preferencias tarifarias, etc, establecidos en cada nación. Conviene precisar que el LCE excluye los costos de transporte y distribución de energía, y en principio, los gastos de externalidades como: daño ambiental, daño a la salud, emisiones de CO2 o los costes de desmantelamiento; por último, también se excluyen las subvenciones e impuestos a los que están sujetas las distintas tecnologías. En definitiva, la medida de costos de generación de electricidad que se utiliza sólo considera los costos directos de generación. El Costo Nivelado de Energía se obtiene en USD/MWh, y se define mediante la siguiente fórmula: donde: : Costo de inversión en el año t [USD] : Costo de combustible en el año t [USD] : Costo de operación y mantenimiento en el año t [USD] : Gastos administrativos en el año t [USD] : Tasa de descuento 65 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA : Energía generada en el año t [MWh] : Vida útil mas el tiempo de construcción [años] : Costo Nivelado de Energía [USD/MWh] Costo de inversión En los costos de inversión se consideran todos los gastos realizados antes de la puesta en marcha de una central. Debe existir una idea clara de que gastos se realizaron por año y el número de años que tardo la construcción, debido a que para centrales como las de generación hidroeléctrica, los valores de inversión son sumamente altos y una mala definición de su valor puede llevar a variaciones del costo de energía bastante alejadas de la realidad, por lo cual este punto es el más delicado para centrales que no sean termoeléctricas. Costo de combustible El costo del combustible en centrales termoeléctricas es el factor de mayor importancia debido a que representa el mayor costo a lo largo de la etapa de producción de la central. Al momento de obtener el costo de generación es necesario definir si el costo del combustible es el costo real (precio internacional) o el costo subsidiado por el estado. Para centrales de energía renovable el costo del combustible es nulo. Costo de operación y mantenimiento Son los costos realizados a lo largo de la vida útil de la planta para sustentar su disponibilidad y funcionamiento adecuado. Varía entre las distintas tecnologías, y al no conocerse de su valor real se puede obtener mediante un promedio de estos costos en plantas similares. Este factor no es alto en comparación con los costos de inversión y el de combustible, por lo que su exactitud no lleva a grandes variaciones en el resultado. 66 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Tasa de descuento26 La tasa de descuento de un proyecto mide el costo de oportunidad de los recursos que se utilizan en el mismo, es decir, cuanto deja de ganar el inversionista por aportar sus recursos en el proyecto. Se define como el rendimiento mínimo exigido por un inversor para realizar una inversión determinada, utilizado para actualizar los flujos de ingresos y gastos futuros del proyecto considerado. El cálculo de la tasa de descuento para un proyecto debe considerar: el flujo de fondos al que se va descontar, en relación a lo que representa; el flujo de fondos que se va descontar, en relación a qué información contiene; y el costo relevante para cada decisor del proyecto. Para la elección de la tasa de descuento, en primer lugar, se debe obtener un flujo de fondos que refleje el riesgo de inversión en el proyecto y, en segundo lugar, se debe obtener una tasa de descuento que refleje dicho riesgo. Para determinar la tasa de descuento existen tres modalidades, explicadas a continuación, y que se manejarán según el grado de incertidumbre deseado para el cálculo de rentabilidad del proyecto: a) La manera más práctica es adoptar una tasa de descuento utilizada en proyectos similares o dentro de la actividad sectorial relacionada con el mismo. Lo recomendable es utilizar la tasa de un proyecto de similar riesgo o un promedio de las tasas de varios proyectos similares. b) Una metodología más sofisticada consiste en la aplicación de métodos o modelos de valoración de activos financieros que sistematizan la relación entre rentabilidad y riesgo. Estos son: CAPM (Capital Asset Pricing Model), que es un modelo de valoración de activos financieros que se basa en una relación lineal 26 García, B; “Acerca de la tasa de descuento en proyectos”; QUIPUKAMAYOC – Revista de Investigación Contable, Universidad Nacional Mayor de San Marcos, Vol. 15, 2008; Versión Electrónica: 1609-8196. Disponible en Web: <http://investigacion.contabilidad.unmsm.edu.pe/revista/quipu2008-I.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] 67 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA entre rendimiento esperado y riesgo, utilizado para calcular el costo del capital y el costo de la deuda por separado. WACC (Weigted Average Cost of Capital): es la tasa que debe utilizarse para descontar el flujo de fondos del activo o proyecto con financiamiento; representa el costo promedio de todas las fuentes de fondos (acciones y deuda), ponderado por el peso relativo de las mismas. c) Una tercera opción es agregar, a la tasa del mercado, un factor de corrección por riesgo, aunque esto presenta algunas dificultades debido a que, por lo general, la tasa del mercado ya incluye algún factor de riesgo, y el proyecto puede verse severamente castigado al incluir un factor de corrección subjetivo. Energía generada Es la energía generada por la central en el año. Si no se dispone de este valor es imprescindible saber la potencia instalada y el factor de planta de la nueva central para obtener la energía generada multiplicando los factores mencionados por el número de horas del año. Vida útil El tiempo t (años) de vida útil para los cálculos LCOE considera el tiempo de operación de la central más el tiempo necesario para su construcción. No se considera el tiempo de la fase de estudio. Éste periodo varía, claramente, dependiendo del tipo de central a construir, de su potencia, así como de la ubicación geográfica y topología del terreno. 68 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA CAPÍTULO IV COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA 4.1. Metodología Para el cálculo del costo de producción de energía eléctrica para distintos tipos de centrales de generación en el país, procederemos a la obtención del Costo Nivelado de Energía (LCOE), explicado en el Capítulo III (sección 3.3). donde: : Costo de inversión en el año t [USD] : Costo de combustible en el año t [USD] : Costo de operación y mantenimiento en el año t [USD] : Gastos administrativos en el año t [USD] : Tasa de descuento : Energía generada en el año t [MWh] : Vida útil mas el tiempo de construcción [años] : Costo Nivelado de Energía [USD/MWh] 69 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Al ser éste un método que proporciona una medida del costo promedio anual de producción de electricidad por unidad de energía producida, a lo largo de la vida útil de la planta, descontado y expresado en valor presente, realizaremos algunas consideraciones con la finalidad de encontrar un costo real de producción de energía: 1. Si no se dispone del valor actualizado de la inversión total, se procederá al cálculo del valor de la misma, incluido su financiamiento. Este valor, ya sea, el calculado o el proporcionado directamente por una entidad competente, se lo repartirá en cuotas iguales para los años de vida útil de la central. 2. Los costos de operación y mantenimiento, producción y gastos administrativos, tanto fijos como variables, corresponden a costos reales incurridos en un periodo de un año por las centrales antes mencionadas, al igual que su energía producida, por lo que los resultados obtenidos serán valores muy cercanos a la realidad, disminuyendo considerablemente el sesgo producido al estimar estos datos. 3. Los costos variables de producción para las centrales hidroeléctricas se tomarán como 2.00 USD/MWh27. 4. De ser necesaria su utilización, la tasa de descuento será la asumida por la SENPLADES para evaluar los proyectos de inversión presentados por los estamentos del Gobierno y cuyo valor corresponde al 12%. 5. Los años de vida útil considerados para cada tipo de central, serán los señalados en la Regulación No. CONELEC 003/11, Apartado 4, numeral 4.1, Capítulo I, que establece: 27 “Resolución No. CONELEC 013/08” – Disposición Transitoria Tercera. Disponible en Web: <http://www.conelec.gob.ec/images/normativa/01308%20MANDATO%2015%20COMPL%20%20No%20%201%20VIGENTE_4TA%20REFORMA%2006-MAY-10.pdf> [Consulta: 18 de Septiembre de 2012] 70 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA “A través de un proceso iterativo, el cual considera varios proyectos de generación con diferentes condiciones de los aspectos señalados anteriormente, se establecerá un plazo en años dentro del cual el valor actual neto de los flujos financieros de los diferentes proyectos analizados permite la recuperación de la inversión, de acuerdo al detalle que se presenta en el ANEXO I de esta Regulación; dicho plazo será el que debe aplicarse al Título Habilitante para un determinado tipo de tecnología en cierto rango de potencia. Los plazos obtenidos a través de esta metodología para cada tipo de proyecto se detallan a continuación:” (Tabla 4.1.) Tabla 4.1. PLAZOS A SER CONSIDERADOS EN LOS TÍTULOS HABILITANTES POR TIPO DE CENTRAL Y RANGO DE POTENCIA PLAZOS A SER CONSIDERADOS EN LOS TITULOS HABILITANTES TECNOLOGÍA PLAZO PARA LOS PROYECTOS DE GENERACIÓN DELEGADOS A LA INICIATIVA PRIVADA Tipo de central y rango de potencia PLAZO PARA LAS ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES PLAZO PARA LOS AUTOGENERADORES Años Vapor 30 - 30 MCI < 514 rpm 20 - 20 MCI 514 - 900 rpm 15 - 15 MCI > 900 rpm 7 - 7 Gas industrial 20 - 20 Gas jet 7 - 7 Eólicas 25 25 25 Fotovoltaicas 20 20 20 Biomasa - Biogas 15 15 15 Geotérmicas 30 30 30 Hidro 0 - 0,5 MW - 20 20 Hidro 0,5 - 5 MW 20 - 30 30 30 Hidro 5 - 10 MW 23 - 40 40 40 Hidro 10 - 50 MW 28 - 40 40 40 Hidro > 50 MW 32 - 50 - 50 Fuente: “Regulación No. CONELEC 003/11”, ANEXO II; CONELEC; Abril, 2011. <http://www.conelec.gob.ec/normativa/CONELEC%20plazos.pdf>. [Consulta: 16 de Agosto de 2012] Disponible en Web: 71 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Por lo tanto, una vez dividida la inversión y costo de financiamiento total, en cuotas iguales para los correspondientes años de vida útil antes indicados, procederemos a aplicar, para el cálculo de los costos de producción de energía eléctrica, una fórmula simplificada del Costo Nivelado de la Energía (LCOE): donde: : Cuota anual de inversión, incluido el financiamiento [USD] (cuota equitativa para todos los años) : Costo de combustible en el año t [USD] : Costo de operación y mantenimiento en el año t [USD] : Gastos administrativos en el año t [USD] : Tasa de descuento : Energía generada en el año t [MWh] : Costo Nivelado de Energía para el año t [USD/MWh] Para el cálculo de las aportaciones anuales iguales, correspondientes a la inversión y costo de financiamiento total, descontada y expresada en valor presente, aplicaremos la fórmula siguiente: 72 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA donde: : Cuota anual de inversión [USD] : Costo de inversión en el año t [USD] : Vida útil más el tiempo de construcción [años] Los datos de los costos empleados para los cálculos fueron proporcionados, de manera no oficial, por CELEC EP, encargada del manejo de las centrales eléctricas descritas en el siguiente punto. 4.2. Descripción de las Centrales de Generación Eléctrica consideradas para el cálculo de los Costos de Producción de Energía CELEC EP (Corporación Eléctrica del Ecuador - Empresa Pública), empresa encargada de la provisión del servicio eléctrico en el país, bajo principios de obligatoriedad, generalidad, uniformidad, responsabilidad, universalidad, accesibilidad, regularidad, continuidad y calidad, tiene a su cargo varias centrales de generación eléctrica y una unidad de transmisión de energía, para cuya administración se han agrupado en Unidades de Negocio, que a su vez tienen bajo su responsabilidad la construcción de varios nuevos proyectos de generación. La corporación nace, mediante escritura pública suscrita el 13 de enero de 2009, con la fusión de las empresas de generación: Electroguayas S.A, Hidroagoyán S.A, Hidropaute S.A, Termoesmeraldas S.A, Termopichincha S.A y una de transmisión, Transelectric S.A, constituyéndose la CORPORACIÓN ELECTRICA DEL ECUADOR, CELEC S.A, y de acuerdo a su Estatuto Social, subroga derechos y obligaciones a las empresas fusionadas, pasando a denominarse Unidad de Negocio. El 14 de enero de 2010, mediante Decreto Ejecutivo N° 220, se constituye la EMPRESA PÚBLICA ESTRATÉGICA CORPORACIÓN ELÉCTRICA DEL ECUADOR, CELEC EP, cuya entidad 73 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA resulta de la fusión de las sociedades anónimas CELEC S.A e Hidronación S.A.28 En la Tabla 4.2 y Tabla 4.3. se describen todas las Unidades de Negocios pertenecientes a la CELEC EP, al igual que las centrales y unidades de generación que las conforman, respectivamente. En los puntos siguientes se describirán, más a fondo, a aquellas centrales de las que CELEC EP dispuso su información, tanto de costos fijos como variables. 4.2.1. UNIDAD DE NEGOCIO HIDROPAUTE La compañía de generación Hidroeléctrica Hidropaute S.A. nació en enero de 1999. Durante más de 9 años funcionó como sociedad anónima, hasta que el 13 de enero del 2009, pasó a formar parte de la Corporación Eléctrica del Ecuador, CELEC S.A., y luego CELEC EP, como unidad de negocio. La Unidad de Negocio Hidropaute es la encargada del Proyecto Paute Integral, el cual está conformado por las centrales hidroeléctricas Mazar, Molino, y de los proyectos en construcción Sopladora y Cardenillo. Es un proyecto en cascada que aprovechara el caudal de la cuenca del río Paute y están ubicados entre las provincias Cañar, Azuay y Morona Santiago. Central Hidroeléctrica Mazar El Proyecto Hidroeléctrico Mazar fue concebido en el Plan Nacional de Electrificación como una etapa del desarrollo del Proyecto Paute Integral, para asegurar la vida útil del embalse de Amaluza y un mejor aprovechamiento de la operación de la Central Molino. Entró en funcionamiento en julio de 2010 después de 40 años de su planificación. 28 “Reseña Histórica y Constitución”; CELEC EP. Disponible en Web: <http://www.celec.com.ec/index.php?option=com_content&view=article&id=77&Itemid=188&lang=es#page> [Consulta: 18 de Septiembre de 2012] 74 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Tabla 4.2. CENTRALES Y UNIDADES TERMOELÉCTRICAS DE LA CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO UNIDAD No. TIPO DE MÁQUINA 1 MCI Mitsubishi M.A.N. Serie D1541/51/49/48/47/46/45. 400 r.p.m. 7314 HP FUEL OIL #6 OPEREATIVA 2 MCI Mitsubishi M.A.N. Serie D1541/51/49/48/47/46/45. 400 r.p.m. 7314 HP FUEL OIL #6 Fuera servicio desde 2006-11-02 3 MCI Mitsubishi M.A.N. Serie D1541/51/49/48/47/46/45. 400 r.p.m. 7314 HP FUEL OIL #6 OPEREATIVA 4 MCI Mitsubishi M.A.N. Serie D1541/51/49/48/47/46/45. 400 r.p.m. 7314 HP 5 MCI 6 7 QUEVEDO CENTRAL TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO FABRICANTE POTENCIA TOTAL [MW] 32,00 TIPO COMBUSTIBLE FUEL OIL #6 OPERATIVA Mitsubishi M.A.N. Serie D1541/51/49/48/47/46/45. 400 r.p.m. 7314 HP FUEL OIL #6 Fuera de servicio desde 2007-01-30 MCI Mitsubishi M.A.N. Serie D1541/51/49/48/47/46/45. 400 r.p.m. 7314 HP FUEL OIL #6 Fuera de servicio desde 2009-10-16 MCI Stork - Wärtsilä Diesel. Modelo 8SW28. Serie 80295. 1920kW - 2572.8 HP. 900r.p.m. FUEL OIL #6 OPEREATIVA 60 motores MCI 60 Hyundai Heavy Industries. Motor modelo 9H21 / 32S. 900 r.p.m. 15 MÓDULOS 100,00 FUEL OIL #6 OPEREATIVA SACHA 12 motores MCI 12 Hyundai Heavy Industries. Modelo 9H21 / 32X28. 900 r.p.m. 3 MÓDULOS 20,00 FUEL OIL #6 OPEREATIVA SECOYA 4 motores MCI 4 General Motors. Modelo 29645E4. 2500kW-3600 HP. 900r.p.m. 10,00 DIESEL OPEREATIVA 1 TG Turbina AEG KANIS (Licencia GE). Serie 245 121 / 245 123 /245 125. 17 MW. 5100 r.p.m. DIESEL OPERATIVA 2 TG Turbina AEG KANIS (Licencia GE). Serie 245 121 / 245 123 /245 125. 17 MW. 5100 r.p.m. 3 TG Turbina AEG KANIS (Licencia GE). Serie 245 121 / 245 123 /245 125. 17 MW. 5100 r.p.m. TRINITARIA TV4 TV A VAPOR, CALDERO BABCOCK & WILCOX Y TURBINA ABB, CON RECALENTAMIENTO 133,00 FUEL OIL # 4 OPEREATIVA ENRIQUE GARCIA TG5 TG TURBINA A GAS WESTING HOUSE 102,00 DIESEL OPEREATIVA TV2 TV A VAPOR, CALDERO Y TURBINA MITSUBISHI, SIN RECALENTAMIENTO 73,00 FUEL OIL # 4 OPEREATIVA TV3 TV A VAPOR, CALDERO Y TURBINA MITSUBISHI, SIN RECALENTAMIENTO 73,00 FUEL OIL # 4 OPEREATIVA TG4 TG TURBINA A GAS PRATT AND WHITNEY 20,00 DIESEL OPEREATIVA 53 motores MCI 53 Hyundai Heavy Industries. Modelo 9H21 / 32X28. 900 r.p.m. 13 MÓDULOS 90,00 FUEL OIL # 4 SANTA ROSA 51,00 DIESEL OPERATIVA DIESEL Fuera de servicio desde 2007-05-08 213,00 ELECTROGUAYAS TOTAL TERMOPICHINCHA [MW] GONZALO ZEVALLOS SANTA ELENA TERMOGAS MACHALA GAS MACHALA PASCUALES II OPEREATIVA 491,00 TOTAL ELECTROGUAYAS [MW] TA TG TURBINA G.E. T6FA16 MODELO 6101FA 5235 RPM ISO 69 MW 65,00 GAS TB TG TURBINA G.E. T6FA16 MODELO 6101FA 5235 RPM ISO 69 MW 65,00 GAS OPEREATIVA TG01 TG TURBINA A GAS GENERAL ELECTRIC TM 2500 22.8 MW 20,00 DIESEL/GN* Fuera de servicio desde 2011-04-28 TG02 TG TURBINA A GAS GENERAL ELECTRIC TM 2500 22.8 MW 20,00 DIESEL/GN* OPEREATIVA TG03 TG TURBINA A GAS GENERAL ELECTRIC TM 2500 22.8 MW 20,00 DIESEL/GN* OPEREATIVA TG04 TG TURBINA A GAS GENERAL ELECTRIC TM 2500 22.8 MW 20,00 DIESEL/GN* OPEREATIVA TG05 TG TURBINA A GAS GENERAL ELECTRIC TM 2500 22.8 MW 20,00 DIESEL/GN* OPEREATIVA TG06 TG TURBINA A GAS GENERAL ELECTRIC TM 2500 22.8 MW 20,00 DIESEL/GN* OPEREATIVA OPEREATIVA 250,00 TOTAL TERMOGAS MACHALA [MW] TERMOESMERALDAS ESTADO OPERATIVO ESMERALDAS TV1 TV A VAPOR, CALDERO ANSALDO Y TURBINAFRANCO TOSI, CON RECALENTAMIENTO 132,00 FUEL OIL #6 Con restricción 10MW desde 2011-07-10 MANTA II 12 motores MCI 12 Hyundai Heavy Industries. Modelo 9H21 / 32X28. 900 r.p.m. 3 MÓDULOS 20,00 FUEL OIL #6 OPEREATIVA 11 MCI Mitsubishi M.A.N. Serie D154178/79. 400 r.p.m. 8450 HP FUEL OIL #6 OPEREATIVA 12 MCI Mitsubishi M.A.N. Serie D154178/79. 400 r.p.m. 8450 HP FUEL OIL #6 OPEREATIVA 14 MCI General Motors. Modelo 29645E4. 2500kW-3600 HP. 900r.p.m. DIESEL OPEREATIVA 16 MCI General Motors. Modelo 29645E4. 2500kW-3600 HP. 900r.p.m. DIESEL OPEREATIVA 18 MCI General Motors. Modelo 29645E4. 2500kW-3600 HP. 900r.p.m. DIESEL OPEREATIVA 22 MCI General Motors. Modelo 29645E4. 2500kW-3600 HP. 900r.p.m. DIESEL OPEREATIVA 1 TG Turbina General Electric. Serie TM2 5000. 22.8 MW. DIESEL/GN* OPEREATIVA 1 MCI Mirrlees Blackstone. Serie 762503. 514 r.p.m. Modelo KV12 Mayor. 4100kW FUEL OIL #6 OPEREATIVA 3 MCI Mirrlees Blackstone. Serie 762801. 514 r.p.m. Modelo KV12 Mayor. 4100kW MIRAFLORES LA PROPICIA TOTAL TERMOESMERALDAS [MW] 18,00 20,00 10,00 OPEREATIVA FUEL OIL #6 200,00 Fuente: CELEC EP 75 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Tabla 4.3. CENTRALES Y UNIDADES HIDROELÉCTRICAS DE LA CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIO CENTRAL HIDROPAUTE MAZAR MOLINO UNIDAD No. TIPO DE MÁQUINA U1 FRANCIS Turbina Voith 80MW, Generador ALSTOM, Transformador SIMENS U2 FRANCIS Turbina Voith 80MW, Generador ALSTOM, Transformador SIMENS OPEREATIVA U1 PELTON Turbina VOITH 105 MW, Generador SIMENS, Transformador TRAFO UNION OPEREATIVA U2 PELTON Turbina VOITH 105 MW, Generador SIMENS, Transformador TRAFO UNION OPERATIVA U3 PELTON Turbina VOITH 105 MW, Generador SIMENS, Transformador TRAFO UNION OPEREATIVA U4 PELTON Turbina VOITH 105 MW, Generador SIMENS, Transformador TRAFO UNION OPEREATIVA U5 PELTON Turbina VOITH 105 MW, Generador SIMENS, Transformador TRAFO UNION U6 PELTON Turbina VOITH 115 MW, Generador ANSALDO ABB, transformador ITAL TRAFO OPEREATIVA U7 PELTON Turbina VOITH 115 MW, Generador ANSALDO ABB, transformador ITAL TRAFO OPEREATIVA U8 PELTON Turbina VOITH 115 MW, Generador ANSALDO ABB, transformador ITAL TRAFO OPEREATIVA U9 PELTON Turbina VOITH 115 MW, Generador ANSALDO ABB, transformador ITAL TRAFO OPEREATIVA U10 PELTON Turbina VOITH 115 MW, Generador ANSALDO ABB, transformador ITAL TRAFO FABRICANTE POTENCIA TOTAL [MW] 160,00 1100,00 HIDROAGOYAN PUCARÁ SAN FRANCISCO U1 FRANCIS Turbina, Genrador y transformador MITSUBISHI 78 MW U2 FRANCIS Turbina, Genrador y transformador MITSUBISHI 78 MW U1 PELTON Turbina NEYRPIC 36.5 MW , Generador ALASTOM, Transformador FEDERAL PIONEER U2 PELTON Turbina NEYRPIC 36.5 MW, Generador ALASTOM, Transformador FEDERAL PIONEER U1 FRANCIS Turbina ANDRIX VATHEC 110 MW, Generador ALSTOM, Transformador WEG U2 FRANCIS Turbina ANDRIX VATHEC 110 MW, Generador ALSTOM, Transformador WEG HIDRONACIÓN U1 FRANCIS Generador VOITH 71 MW, Generador ANSALDO, Transformador ANSALDO COEMSA U2 FRANCIS Generador VOITH 71 MW, Generador ANSALDO, Transformador ANSALDO COEMSA U3 FRANCIS Generador VOITH 71 MW, Generador ANSALDO, Transformador ANSALDO COEMSA TOTAL HIDRONACIÓN [MW] OPEREATIVA 1260,00 156,00 OPEREATIVA OPEREATIVA 73,00 OPEREATIVA OPEREATIVA 220,00 OPEREATIVA OPEREATIVA TOTAL HIDROAGOYÁN [MW] MARCEL LANIADO OPEREATIVA OPEREATIVA TOTAL HIDROPAUTE [MW] AGOYÁN ESTADO OPERATIVO 449,00 OPEREATIVA 213,00 OPEREATIVA OPEREATIVA 213,00 Fuente: CELEC EP 76 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Pertenece al cantón Sevilla de Oro, ubicado al sur-este de la provincia de Azuay, sobre los límites de las provincias de Azuay y Cañar. La central se encuentra ubicada en el Km 105 de la vía Cuenca - Paute - Guarumales, entre las altitudes de 2008 a 2400 msnm.29 El Proyecto Mazar consiste en el aprovechamiento del caudal del río Paute aguas arriba del Proyecto Amaluza - Molino, en las proximidades de la desembocadura del río Mazar. La central mazar tiene una capacidad instalada de 170 MW, distribuidas en dos unidades generadoras acopladas cada una de ellas a una turbina Francis de eje vertical. Tiene una producción anual mayor a 800 GWh, los cuales ayudan al país a ahorrar al año 195 millones de galones de diesel utilizados en centrales termoeléctricas. Está constituido por una presa de enrocado con pantalla de hormigón, un vertedero a cielo abierto y una casa de máquinas subterránea. La presa tiene una capacidad de 410 Hm3, donde 309 Hm3 corresponden al volumen útil y el resto constituye el volumen muerto capaz de almacenar los sedimentos durante 50 años. Tiene una altura de 166 m desde la cimentación, y la longitud de su embalse alcanza, aproximadamente, 31 Km de largo. Central Hidroeléctrica Molino La central Molino está ubicada en la provincia del Azuay a 115 Km de Cuenca, en la zona centro sur de Ecuador y consiste en el aprovechamiento del río Paute. Es la hidroeléctrica más grande del país con un aporte de 1075 MW de potencia, representa el 33% de energía generada en el país, remplazando así a 400 millones de galones de Diesel usados en generación termoeléctrica. 29 “Análisis de la influencia del proyecto Hidroeléctrico Mazar en el desarrollo Económico de la parroquia Sevilla de Oro perteneciente a la provincia del Azuay”; Reyes, A.; Noviembre, 2010. Disponible en Web: <http://dspace.ups.edu.ec/handle/123456789/587> [Consulta: 18 de Septiembre de 2012] 77 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Entró en operación en el año de 1983. La fase A del proyecto constituía la construcción de la represa Daniel Palacios o Amaluza para alojar 120 Hm 3 de volumen de agua. La fase B implicaba la construcción de la casa de máquinas donde funcionaban 5 turbinas Pelton con una potencia de 500 MW, 6 Km aguas abajo del embalse. En 1991 terminó la construcción de la fase C con la instalación de 5 nuevas turbinas Pelton, generando finalmente 1075 MW.30 Su presa puede almacenar 120 Hm3 de agua. Tiene 170 m de altura y su embalse tiene una longitud de 10 Km de largo. En la actualidad el volumen útil de agua almacenada es de 50 Hm3 debido a la gran cantidad de sedimentos que arrastra el rio Paute.31 4.2.2. UNIDAD DE NEGOCIO HIDRONACIÓN32 Hidronación S.A. fue constituida el 18 de mayo de 1998, con la finalidad de operar la planta de generación hidroeléctrica que CEDEGÉ (Comisión de Estudios para el Desarrollo de la Cuenca del Río Guayas) ha constituido en base a los recursos hídricos que genera la Presa Daule-Peripa. El proyecto multipropósito Jaime Roldos que envuelve el uso de la presa Daule-Peripa y la central Marcel Laniado de Wind, tiene como objetivos, en orden de prioridad: la protección de la cuenca baja del río Daule contra inundaciones, proporcionar agua para riego y consumo para Manabí, Santa Elena y Guayaquil, y la de generar energía eléctrica a través de la central hidroeléctrica Marcel Laniado de Wind. 30 “La fase 3 de Paute Integral Arranca”; EL COMERCIO; Octubre, 2011; Disponible en Web: <http://www.elcomercio.com/negocios/fase-Paute-Integral-arranca_0_573542752.html> [Consulta: 18 de Septiembre de 2012]. 31 “Rio Paute, el Corazón Hidroeléctrico del Ecuador”; EL TIEMPO; Noviembre, 2011; Disponible en Web: <http://www.eltiempo.com.ec/noticias-cuenca/82418> [Consulta: 18 de Septiembre de 2012]. 32 Datos obtenidos de “CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIOS HIDRONACION”; HIDRONACION; Disponible en Web: <http://www.hidronacion.org> [Consulta: 19 de Septiembre de 2012] 78 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Central Hidroeléctrica Marcel Laniado de Wind La central está ubicada al pie de la presa Daule-Peripa, aguas abajo de la confluencia de los ríos Peripa y Daule, a 190 Km al norte de la ciudad de Guayaquil, con una potencia nominal instalada de 213 MW, distribuida de manera uniforme en tres unidades generadoras cuyas turbinas son de tipo Francis, siendo la generación anual de la central, aproximadamente, de 600 GWh. Del embalse total de la presa, de 6000 Hm 3, el volumen de agua destinada para la generación eléctrica es de 3800 Hm 3. Está dentro de un régimen hidrológico diferente al de las centrales de Mazar, Molino, Agoyán y Pucará, permitiendo de esta manera tener una buena disponibilidad de energía en la época de estiaje de la Sierra y Oriente del país. 4.2.3. UNIDAD DE NEGOCIO HIDROAGOYÁN33 Es una de las unidades de negocios de CELEC EP, ubicada en el cantón Baños de Agua Santa de la provincia de Tungurahua. Inicialmente estuvo encargada de la generación de la central Agoyán y luego al fusionarse con la Compañía de Generación Hidroeléctrica Pisayambo - Hidropucará S.A. pasó a administrar también la producción de la Central Pucará, siendo el Fondo de Solidaridad su único dueño. Posteriormente pasa a ser una Unidad de Negocio de CELEC S.A, y luego de CELEC EP. En la actualidad, también tiene a su cargo a la Central San Francisco. Central Hidroeléctrica Agoyán La central Agoyán está ubicada en la provincia Tungurahua, a 108 Km al sureste de la ciudad de Quito y a 5 Km al este de la ciudad de Baños. Su generación depende de la afluencia del río Pastaza, con sus principales afluentes: los ríos, Chambo y Patate. Posee una presa de gravedad de hormigón, de 43 m de altura, controlada por compuertas. 33 Datos obtenidos de “CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIOS HIDROAGOYAN”; HIDROAGOYAN; Disponible en Web: <http://www.hidroagoyan.com> [Consulta: 19 de Septiembre de 2012] 79 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Tiene una potencia instalada de 156 MW dividida en dos unidades generadoras, cada una de ellas acoplada a una turbina tipo Francis de eje vertical de 78 MW de potencia. Su producción media anual es de 1080 GWh. Central Hidroeléctrica Pucará La central Pucará está ubicada en la Cordillera Oriental de los Andes, aproximadamente a 35 Km de Píllaro, perteneciente a la provincia de Tungurahua. Su embalse está ubicado en el parque Nacional Llangantes, y es alimentado a partir de los afluentes de agua que se almacenan en la laguna Pisayambo. Al reservorio aportan los Ríos: El Roncador, El Milín y El Tambo. Las aguas de los ríos Talatag, Quillopaccha y Agualongopungo son conducidas al embalse mediante obras de captación. La presa Pisayambo tiene un volumen total de almacenamiento de 100´706.000 m3 de agua, de los cuales 90´000´000 m 3 son de volumen útil, y presenta una altura de 41.20 m. Alberga dos grupos de turbinas-generadores-transformadores de 40 MVA cada uno. Las turbinas son de tipo Pelton de eje vertical con una potencia nominal de 36,5 MW. Central Hidroeléctrica San Francisco La Central San Francisco está ubicada entre la cuenca media y baja del río Pastaza, municipio de Baños de Agua Santa, Provincia de Tungurahua, en la vía Baños - Puyo. Es un aprovechamiento en cascada del agua turbinada de la Central Agoyán, que mediante un túnel de conducción de 11,2 km, es llevada a una tubería de presión, ubicada en una caída vertical de 170 m, que deriva el fluido a dos turbinas de 115 MW, cada una, con una potencia total instalada de 230 MW. 80 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA 4.2.4. UNIDAD DE NEGOCIO TERMOPICHINCHA34 Esta unidad de negocio se caracteriza por la administración de diferentes centrales termoeléctricas ubicadas en distintos lugares del país, con una potencia total instalada de 213 MW distribuidos en 5 centrales. Además tiene a su cargo dos proyectos termoeléctricos de motores de combustión interna que consumen fuel oil: Proyecto Termoeléctrico Jivino (45 MW), actualmente terminado, y Proyecto Termoeléctrico Guangopolo II (48.7 MW). Central Térmica Guangopolo La central térmica Guangopolo está ubicada en el Valle de los Chillos, perteneciente a la provincia de Pichincha. Su generación inicio en 1977 con una potencia de 31.2 MW distribuidos en 6 unidades marca Mitsubishi MAN. En agosto de 2006, se implementó a la central una séptima unidad de 1,8 MW Marca Wartsila, obteniendo una potencia total de 33 MW, aunque tres de sus motores están fuera de operación por fallas importantes. Sus motores de combustión interna funcionan a base de residuo de petróleo proveniente de la Refinería Shushufindi. Central Térmica Santa Rosa La Central Termoeléctrica Santa Rosa inició su operación en marzo de 1981, está ubicada en el sector Cutuglahua de la ciudad de Quito. Cuenta con una potencia instalada de 51 MW, distribuida en tres turbinas a gas que funcionan como generadores mediante Diesel. Dos de sus turbinas operan como compensadores síncronos para mejorar la calidad de energía. Central Térmica Quevedo II Central Térmica Quevedo II está ubicada en el Cantón Quevedo, Provincia de Los Ríos, integrada por 60 unidades de generación, marca Hyundai 9H21/32, 34 Datos obtenidos de “CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIOS TERMOPICHINCHA”; TERMOPICHINCHA; Disponible en Web: <http://www.termopichincha.com.ec> [Consulta: 19 de Septiembre de 2012] 81 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA 900 rpm, de 1.7 MW en condiciones ISO, cada una, proporcionando una potencia total instalada de 102 MW. Sus motores consumen fuel oil. Central Térmica Sacha Instalada en el campo de perforación denominado Sacha Central perteneciente a PETROPRODUCCIÓN, en el Cantón La Joya de los Sachas, Provincia de Orellana, no pertenece al Sistema Nacional Interconectado (S.N.I). La central consta de 12 unidades de generación, motores de combustión interna, marca Hyundai 9H21/32, de 1,7 MW cada una, que utilizan como combustible Fuel Oil, resultando una potencia total instalada de 20.4 MW. Debido a que EP PETROECUADOR no cuenta con las instalaciones adecuadas para evacuar toda la energía que la Central Sacha puede producir, la generación se ha visto limitada, actualmente, a un valor de 6 MW, menos de la tercera parte de su capacidad instalada. Central Térmica Secoya La Central Secoya no pertenece al S.N.I., está ubicada en el Campo Secoya perteneciente a PETROPRODUCCIÓN. Consta de 4 motores General Motors, de 2.5 MW cada uno, que consumen combustible Diesel, para una potencia total instala de 10 MW, aunque actualmente su producción está limitada a 4MW. 4.2.5. UNIDAD DE NEGOCIO ELECTROGUAYAS35 La Unidad de Negocio Electroguayas está ubicada en la ciudad de Guayaquil; a su cargo se encuentran 4 centrales de generación termoeléctrica distribuidas de forma estratégica en la Ciudad de Guayaquil y la Península de Santa Elena, tiene una capacidad instalada total de 491 MW, constituyéndose en la unidad de negocio de mayor potencia termoeléctrica en el país. Además tiene a su 35 Datos obtenidos de “CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIOS ELECTROGUAYAS”; ELECTROGUAYAS; Disponible en Web: <http://www.electroguayas.com.ec> [Consulta: 19 de Septiembre de 2012] 82 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA cargo la nueva Central Santa Elena II (42 MW), con motores de combustión interna que consumen combustible Fuel Oil. Central Térmica Trinitaria La Central Térmica Trinitaria está ubicada en la Isla Trinitaria, parroquia Ximena, Estero EI Muerto, junto a Fertisa, perteneciente a la ciudad de Guayaquil. Es una central a vapor con una potencia instalada de 133 MW y usa como combustible Fuel Oil. Central Térmica Gonzalo Zevallos La Central Térmica Ing. Gonzalo Zevallos está ubicada en la parroquia Tarqui, sector El Salitral, Km 7 ½ vía a la Costa, tiene una potencia instalada de 172 MW, formada por tres unidades térmicas de generación, dos de ellas son turbinas a vapor, de 73 MW cada una, y una turbina a gas, de 26 MW. Las turbinas a vapor consumen Fuel Oil, mientras que la de gas consume Diesel. Central Térmica Enrique García La Central Dr. Enrique García está ubicada en la parroquia Pascuales, Km 16 ½ de la vía Guayaquil-Daule; es una unidad a gas, con una potencia de 102 MW, que utiliza como combustible Diesel. Central Térmica Santa Elena Ubicada en el Km. 4 ½ vía Ancón, próximo a la subestación Transelectric, está integrada por 53 unidades modulares de generación, Hyundai 9H21/32 de 1.7 MW, cada una, proporcionando una potencia total instalada de 90.1 MW. Consumo Fuel Oil, despachado desde la Refinería La Libertad. 83 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA 4.2.6. UNIDAD DE NEGOCIO TERMOESMERALDAS36 Esta unidad de negocio se encuentra ubicada en la ciudad de Esmeraldas, cuenta con un central a vapor, en operación, de 132.5 MW de potencia instalada, y tres centrales con motores de combustión interna, con una potencia total instalada de 68 MW. Además tiene a su cargo, dos proyectos termoeléctricos, uno en etapa de construcción, Proyecto Termoeléctrico Esmeraldas II (99 MW), y el Proyecto Termoeléctrico Jaramijo (149 MW), ya terminado, ambos con Motores de Combustión Interna que consumen Fuel Oil. Central Térmica Esmeraldas La Central Termoeléctrica Esmeraldas es una central térmica a vapor, ubicada en la provincia de Esmeraldas, parroquia Vuelta Larga, a orilla del río Teaone, con una potencia nominal instalada de 132.5 MW. Utiliza como combustible Fuel Oil y Diesel, suministrado mediante un oleoducto exclusivo por la Refinería Esmeraldas. Central Térmica La Propicia La Central Térmica La Propicia está ubicada en el Km 7 ½ vía a Atacames, que pertenece a la provincia de Esmeraldas. Cuenta con una potencia instalada de 8 MW dividida en dos grupos o unidades, cada una con 4 MW de potencia nominal. Los motores son de combustión interna, marca Mirrless Blackstone, y consumen Diesel y Residuo de la Refinería Esmeraldas. El 28 de Enero de 2011, con la finalidad de incrementar su potencia, se instaló un grupo de generación de 2.5 MW, marca General Motors, que consume Diesel de la Refinería Esmeraldas, resultando una potencia instalada total de 10.5 MW. 36 Datos obtenidos de “CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIOS TERMOESMERALDAS”; TERMOESMERALDAS; Disponible en Web: <http://www.termoesmeraldas.net> [Consulta: 19 de Septiembre de 2012] 84 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Central Térmica Manta II La Central Térmica Manta II, ubicada en la vía Manta-Rocafuerte, Provincia de Manabí, cuenta con una potencia instalada de 20.4 MW, distribuida en 12 unidades generadoras, marca Hyundai 9H21/32, de 1.7 MW cada una. Los motores son de combustión interna y utilizan como combustible Fuel Oil. Central Térmica Miraflores Está ubicada en la Ciudad de Manta, con una potencia total efectiva de 38 MW. Consta de una turbina a gas de 22.8 MW, 4 motores de combustión interna, General Motors, de 2.5 MW cada uno, que consumen combustible Diesel, y dos, marca Mitsubishi M.A.N, de 6MW cada uno, que consume combustible Fuel Oil. 4.3. Costos de Producción de Electricidad para diferentes Centrales instaladas en el país. Como se indicó en el Capítulo III, sección 3.3, además de la inversión y gastos de financiamiento, los valores considerados para el cálculo de los costos de producción de electricidad, son aquellos relacionados directamente con la generación de energía, éstos son: costos de operación y mantenimiento, costos de producción (fijos y variables) y gastos administrativos. A continuación se describen estos costos para varias centrales enunciadas en el apartado anterior (sección 4.2), dividas en dos grupos, centrales hidroeléctricas y termoeléctricas, indicando a su vez la tecnología empleada en cada central térmica, esto es: motores de combustión interna, turbinas a vapor y turbinas a gas. En el ANEXO I y ANEXO II se desglosan cada uno de los rubros que corresponden a los costos de producción, operación, mantenimiento y gastos administrativos de las centrales consideradas. 85 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Al disponer de los gastos administrativos en los que incurre la Unidad de Negocio en general, y no especificar el valor de estos gastos para cada central correspondiente a esa Unidad de Negocio, se ha dividido este rubro de una manera ponderada, según la potencia instalada en cada central, con respecto a la potencia total de la Unidad de Negocio, esto es: donde: : Gastos administrativos totales de la Unidad de Negocio [USD] : Potencia instalada de la central , correspondiente a la Unidad de Negocio [MW] : Potencia total de las centrales consideradas en los gastos administrativos de la unidad de negocio correspondiente [MW] : Factor de ponderación para la central : Gastos administrativos de la central [USD] Aplicando la fórmula indicada, se calcularán los gastos de administración para las unidades de las centrales tratadas, correspondientes a cada Unidad de Negocio. 4.3.1. Costos de Producción de Centrales Hidroeléctricas COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA HIDROPAUTE CENTRAL MOLINO (1075 MW) CENTRAL MAZAR (170 MW) 86 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA GASTOS DE ADMINISTRACIÓN HIDROPAUTE Tabla 4.4. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN DE HIDROPAUTE Gastos de Administración HIDROPAUTE DESCRIPCIÓN VALOR [USD] HP [USD] TOTAL 4.954.422 4.954.422 Fuente: Datos No Oficiales proporcionados CELEC EP Tabla 4.5. CÁLCULO DE GASTOS DE ADMINISTRACIÓN POR CENTRAL DE HIDROPAUTE CÁLCULO GASTOS ADMINISTRATIVOS Central Potencia Instalada [MW] Factor de Ponderación Gastos Administrativos [USD] Molino 1075 1075/1245 4.277.915 Mazar 170 170/1245 676.507 Fuente: AUTOR COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN HIDROPAUTE Tabla 4.6. COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE HIDROPAUTE COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN - HIDROPAUTE Central Molino Mazar Costos de Producción [USD] 3.513.226 417.894 Costos de Operación [USD] 38.094.861 263.118 Costos de Mantenimiento [USD] 2.391.951 301.427 Gastos de Administración [USD] 4.277.915 676.507 Total [USD] 48.277.953 1.658.946 Fuente: Datos No Oficiales proporcionados CELEC EP COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA HIDROAGOYÁN CENTRAL AGOYÁN (156 MW) CENTRAL PUCARÁ (70 MW) GASTOS DE ADMINISTRACIÓN HIDROAGOYÁN Tabla 4.7. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN DE HIDROAGOYÁN Gastos de Administración HIDROAGOYÁN DESCRIPCIÓN VALOR [USD] HA [USD] 87 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA TOTAL 1.898.989 1.898.989 Fuente: Datos No Oficiales proporcionados CELEC EP Tabla 4.8. CÁLCULO DE GASTOS DE ADMINISTRACIÓN POR CENTRAL DE HIDROAGOYÁN CÁLCULO GASTOS DE ADMINISTRACIÓN Central Potencia Instalada [MW] Factor de Ponderación Gastos Administrativos [USD] Agoyán Pucará 156 70 156/226 70/226 1.310.807 588.182 Fuente: AUTOR COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN HIDROAGOYÁN Tabla 4.9. COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE HIDROAGOYÁN COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN - HIDROAGOYÁN Central Agoyán Pucará Costos de Producción [USD] Costos de Operación [USD] 5.962.494 4.695.599 Costos de Mantenimiento [USD] 3.394.094 1.016.614 Gastos de Administración [USD] 664.443 247.792 1.310.807 588.182 Total [USD] 11.331.837 6.548.187 Fuente: Datos No Oficiales proporcionados CELEC EP COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA HIDRONACIÓN CENTRAL MARCEL LANIADO DE WIND (213 MW) GASTOS DE ADMINISTRACIÓN HIDRONACIÓN Tabla 4.10. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN DE HIDROPAUTE Gastos de Administración HIDRONACIÓN DESCRIPCIÓN TOTAL VALOR [USD] 1.243.891 HN [USD] 1.243.891 Fuente: Datos No Oficiales proporcionados por CELEC EP COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN HIDRONACIÓN Tabla 4.11. COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE HIDRONACIÓN COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN - HIDRONACIÓN Central Costos de Producción [USD] Costos de Operación [USD] Costos de Mantenimiento [USD] Gastos de Administración [USD] Total [USD] Marcel Laniado 17.550.349 243.881 1.450.962 1.243.891 20.489.084 88 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Fuente: Datos No Oficiales proporcionados por CELEC EP 4.3.2. Costos de Producción de Centrales Termoeléctricas COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA TERMOPICHINCHA CENTRAL GUANGOPOLO (33 MW - MCI37) CENTRAL SANTA ROSA (51 MW – TURBINAS A GAS) CENTRAL LA PROPICIA (10.5 MW - MCI) CENTRAL QUEVEDO II (100 MW - MCI) Para el año 2010, la Central Termoeléctrica La Propicia pertenecía aún a la Unidad de Negocio Termopichincha, por lo que los gastos administrativos suministrados incluyen a esta central. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN TERMOPICHINCHA Tabla 4.12. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN DE TERMOPICHINCHA Gastos de Administración TERMOPICHINCHA* DESCRIPCIÓN VALOR [USD] TP [USD] TOTAL 3.410.141 3.410.141 *No incluye gastos de administración para la Central Térmica Quevedo II, debido a que empezó su operación a partir del año 2011 Fuente: Datos No Oficiales proporcionados por CELEC EP Tabla 4.13. CÁLCULO DE GASTOS DE ADMINISTRACIÓN POR CENTRAL DE TERMOPICHINCHA GASTOS DE ADMINISTRACIÓN Central Potencia Instalada Factor de [MW] Ponderación Gastos Administrativos [USD] Guangopolo 33 33/108.5 1.037.186 Sta. Rosa 51 51/108.5 1.602.923 10,5 10.5/108.5 330.014 Secoya 14 10.5/108.5 440.018 Quevedo II 100 La Propicia 3.468.921 Fuente: AUTOR 37 MCI: Motor de Combustión Interna 89 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN TERMOPICHINCA Tabla 4.14. COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE TERMOPICHINCHA COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN - TERMOPICHINCHA Central Guangopolo Santa Rosa Costos de Operación, Producción y Mantenimiento [USD] 23.525.429 7.946.403 Quevedo II Gastos de Administración [USD] Total [USD] 1.037.186 1.602.923 24.562.614 9.549.326 3.468.921 20.063.846 16.594.925 Fuente: Datos No Oficiales proporcionados por CELEC EP COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ELECTROGUAYAS CENTRAL GONZALO ZEVALLOS (146 MW -VAPOR, 26 MW-GAS) CENTRAL TRINITARIA (133 MW – TURBINA A VAPOR) CENTRAL ENRIQUE GARCÍA (102 MW – TURBINA A GAS) Para el año 2010, los gastos administrativos de la Unidad de Negocio Electroguayas, no incluye a la Central Térmica Santa Elena I, ya que al ser una central arrendada, su pago de arriendo incluye esos rubros. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN ELECTROGUAYAS Tabla 4.15. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN DE ELECTROGUAYAS Gastos de Administración ELECTROGUAYAS DESCRIPCIÓN VALOR [USD] EG [USD] TOTAL 24.906.462 24.906.462 Fuente: Datos No Oficiales proporcionados por CELEC EP Tabla 4.16. CÁLCULO DE GASTOS DE ADMINISTRACIÓN POR CENTRAL DE ELECTROGUAYAS GASTOS ADMINISTRATIVOS Central Potencia Instalada [MW] Factor de Ponderación VALOR [USD] Gonzalo Zevallos 172 172/407 10.525.581 Trinitaria 133 133/407 8.138.967 90 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Enrique García 102 102/407 6.241.914 Fuente: AUTOR COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN ELECTROGUAYAS Tabla 4.17. COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE ELECTROGUAYAS COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN - ELECTROGUAYAS Central Gonzalo Zevallos Trinitaria Enrique García Costos de Operación, Producción y Mantenimiento [USD] 41.765.097 31.605.016 63.971.029 Gastos de Administración [USD] 10.525.581 8.138.967 6.241.914 Total [USD] 52.290.679 39.743.983 70.212.943 Fuente: Datos No Oficiales proporcionados por CELEC EP COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA TERMOESMERALDAS CENTRAL ESMERALDAS (132.5 MW – TURBINA A VAPOR) GASTOS DE ADMINISTRACIÓN TERMOESMERALDAS Tabla 4.18. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN DE TERMOESMERALDAS Gastos de Administración TERMOESMERALDAS* DESCRIPCIÓN TOTAL VALOR [USD] TE [USD] 4.082.408 4.082.408 *No incluye los gastos administrativos de la Central La Propicia, debido a que para el año 2010 esta central aún pertenecía a la Unidad de Negocio Termopichincha. Fuente: Datos No Oficiales proporcionados por CELEC EP COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN TERMOESMERALDAS Tabla 4.19. COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE TERMOESMERALDAS COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN - TERMOESMERALDAS Esmeraldas Costos de Operación, Producción y Mantenimiento [USD] 18.645.236 Gastos de Administración [USD] 4.082.408 La Propicia* 2.401.200 330.014 Central Total [USD] 22.727.644 2.731.214 *Los gastos administrativos son los obtenidos en la Tabla 4.13. Fuente: Datos No Oficiales proporcionados por CELEC EP 91 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Los costos variables de producción para las centrales térmicas indicadas anteriormente, se obtuvieron de las publicaciones mensuales de los costos variables de producción declarados por cada central a la CENACE, a finales del mes anterior al indicado en la publicación (ANEXO III). Al no disponerse de la energía mensual producida por cada central, se procedió a calcular un promedio anual para estos costos por central, que se indican en la Tabla 4.20. 4.4. Cálculo de los Costos de Producción de Energía Eléctrica CELEC EP dispuso de información sobre las inversiones para una central por cada tipo de tecnología. De los valores suministrados para las inversiones de las centrales: Mazar (hidroeléctrica), Trinitaria (térmica a vapor), Enrique García (térmica a gas) y Quevedo II (motor de combustión interna), a excepción de la primera, no se tiene información de si se pagaron con crédito; por lo que se supondrá, para las centrales restantes, la misma tasa de interés que para el proyecto Mazar: tasa fija anual del 8%, amortizada a 20 años; y que el crédito cubrirá el 70% del total de la inversión, de modo que, variaciones en la tasa de interés de los distintos proyectos, no influyan en este cálculo, pues el problema podría caer, en la selección de una tasa de interés y modo de pago, que en la elección misma del tipo de tecnología. A continuación se indican las inversiones realizadas en cada una de las centrales nombradas38: Central Mazar: 626’782.299,00 (incluye financiamiento) Central Trinitaria: 132’000.000,00 Central Enrique García: 64’000.000,00 Central Quevedo II: 119’000.000,00 38 Datos No Oficiales proporcionados por CELEC EP 92 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA 93 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Tabla 4.20. COSTOS VARIABLES PROMEDIO DE PRODUCCIÓN COSTO VARIABLE UNITARIO PROMEDIO 2010 (USD$/MWh) UNIDAD DE NEGOCIO ELECTROGUAYAS TERMOESMERALDAS CENTRAL kWh/galón Combustible Transporte Lubricantes, Agua Mantenimientos Control Servicios TOTAL EFECTIVA Quimicos y Otros Potable RPTM, OIM, MOAM Ambiental Auxiliares (US$/MWh) (MW) ENRIQUE GARCIA DG 11,31 72,58 0,00 0,08 0,05 3,88 0,00 0,38 76,96 96,00 G. ZEVALLOS BV 13,58 36,06 3,91 0,22 0,10 5,31 0,00 2,40 48,00 144,00 G. ZEVALLOS GAS DG 9,47 86,72 1,99 0,68 0,00 10,15 0,00 0,34 99,87 20,00 TRINITARIA BV 16,12 30,38 3,30 0,09 0,00 5,93 0,00 2,56 42,26 133,00 ESMERALDAS BV 15,78 24,70 0,00 0,51 0,13 2,86 0,26 2,14 30,60 132,50 LA PROPICIA D 12,51 48,70 0,79 8,87 0,00 13,74 0,17 1,61 73,88 9,60 BD 16,40 24,72 5,16 11,70 0,00 10,94 0,45 1,43 54,40 32,60 FOIL 16,76 28,53 3,88 0,19 0,00 6,29 0,01 1,05 39,95 100,00 DG 9,27 82,22 7,99 0,09 0,00 8,50 0,03 2,04 100,86 49,80 CENACE. Disponible GUANGOPOLO TERMOPICHINCHA TIPO Rendimiento QUEVEDO II SANTA ROSA Fuente: AUTOR. Datos calculados en base a: “Publicaciones-Mercado Eléctrico Mayorista-Costos Variables de <http://www.cenace.org.ec/index.php?option=com_phocadownload&view=category&id=2:phocatmem&Itemid=50> [Consulta: 19 de Septiembre de 2012] Producción”; en Web: 94 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Para el cálculo del costo total de la inversión para las tres últimas centrales, se considerará el Sistema de Amortización Francés o Amortización Progresiva, que es ampliamente aplicado en créditos a mediano y largo plazo. Para cada una de las centrales señaladas, se procederá con el cálculo del costo de producción de energía siguiendo el proceso indicado en la sección 4.1, considerando que los costos de inversión suponen un financiamiento del 70% del capital total requerido. Para los costos de producción, operación y mantenimiento, gastos administrativos y costos de inversión se obtuvieron costos nivelados, que resultan de la relación de estos gastos anuales y la energía anual producida, obtenidos de la fórmula del LCOE: donde: : Costo anual nivelado de inversión [USD/MWh] : Costo anual nivelado de combustible [USD/MWh] : Costo anual nivelado de operación y mantenimiento [USD/MWh] : Gasto anual nivelado administrativo : Cuota anual de inversión, incluido el financiamiento [USD] (cuota equitativa para todos los años) : Costo de combustible en el año t [USD] 95 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA : Costo de operación y mantenimiento en el año t [USD] : Gastos administrativos en el año t [USD] : Energía generada en el año t [MWh] : Costo Nivelado de Energía para el año t [USD/MWh] 4.4.1. Cálculo del costo anual de inversión Sistema de Amortización Francés Como se indicó anteriormente, para el cálculo del costo total de inversión de las centrales Trinitaria, Enrique García y Quevedo II, de las cuales no se conoce si se pagaron con crédito, se utilizará la misma tasa de interés que para el proyecto Mazar: tasa fija anual del 8%, amortizada a 20 años; y que el crédito cubrirá el 70% del total de la inversión. Para este cálculo consideraremos el Sistema de amortización Francés, en el cual, “el deudor se compromete a cancelar una cantidad constante (anualidad o dividendo), al finalizar o comenzar cada período de tiempo convenido. La cantidad cancelada se desglosará en dos partes, la primera para la liquidación de intereses y la segunda para la amortización de una parte del capital tomado en préstamo. En consecuencia, al ser las anualidades constantes, al comenzar la amortización del capital comenzará a disminuir la parte destinada al pago de intereses, aumentando la parte destinada a la amortización del capital en cada período, por cuyo motivo, a este método también se le conoce con el nombre de Sistema de Amortización Progresiva39”. La fórmula empleada para calcular el valor de la anualidad constante es la siguiente: 39 Disponible en Web: < http://html.rincondelvago.com/amortizacion.html>. [Consulta: 19 de Septiembre de 2012] 96 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA donde: : valor de la anualidad constante [USD] : monto total del crédito [USD] : interés anual fijo del crédito : periodo de tiempo del crédito [años] : periodo de tiempo convenido para cancelar la anualidad o dividendo [meses] : número de periodos de amortización El interés correspondiente a un periodo de amortización x, pagado en cada anualidad, será el calculado para el saldo pendiente de amortización, esto es: donde: : valor de la anualidad constante [USD] : interés anual fijo del crédito : periodo de tiempo del crédito [años] : periodo de tiempo convenido para cancelar la anualidad o dividendo [meses] : número de periodos de amortización 97 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA : periodo de amortización considerado : interés correspondiente al periodo de amortización x El capital amortizado en un periodo de amortización x, es el resultado de la diferencia de la anualidad y el interés cancelado en esa cuota. donde: : valor de la anualidad constante [USD] : interés anual fijo del crédito : periodo de tiempo del crédito [años] : periodo de tiempo convenido para cancelar la anualidad o dividendo [meses] : número de periodos de amortización : periodo de amortización considerado : interés correspondiente al periodo de amortización x : capital amortizado en el periodo de amortización x Cálculo del costo total de la Inversión Con las fórmulas expuestas en el punto anterior se procedió al cálculo del costo total de la inversión (incluido su financiamiento) para las centrales: Trinitaria (Tabla 4.21), Enrique García (Tabla 4.22) y Quevedo II (Tabla 4.23). 98 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Tabla 4.21. CÁLCULO DE INVERSIÓN TOTAL - CENTRAL TRINITARIA INVERSIÓN CENTRAL TRINITARIA MONTO INVERSIÓN: 132.000.000,00 USD PORCENTAJE DE CRÉDITO: MONTO DEL CRÉDITO: 70 % 92.400.000,00 USD TASA DE INTERÉS: 8,00 % PLAZO: 20 años GRACIA: 0 años PERIODO DE AMORTIZACION: 12 meses NÚMERO DE PERIODOS: No. 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 SALDO 92.400.000 90.380.856 88.200.180 85.845.051 83.301.511 80.554.487 77.587.702 74.383.574 70.923.116 67.185.821 63.149.543 58.790.362 54.082.447 48.997.899 43.506.587 37.575.969 31.170.903 24.253.431 16.782.561 8.714.022 0 20 para amortizar capital INTERÉS 7.392.000 7.230.468 7.056.014 6.867.604 6.664.121 6.444.359 6.207.016 5.950.686 5.673.849 5.374.866 5.051.963 4.703.229 4.326.596 3.919.832 3.480.527 3.006.078 2.493.672 1.940.274 1.342.605 697.122 PRINCIPAL DIVIDENDO 2.019.144 2.180.676 2.355.130 2.543.540 2.747.023 2.966.785 3.204.128 3.460.458 3.737.295 4.036.278 4.359.181 4.707.915 5.084.548 5.491.312 5.930.617 6.405.067 6.917.472 7.470.870 8.068.539 8.714.022 9.411.144 9.411.144 9.411.144 9.411.144 9.411.144 9.411.144 9.411.144 9.411.144 9.411.144 9.411.144 9.411.144 9.411.144 9.411.144 9.411.144 9.411.144 9.411.144 9.411.144 9.411.144 9.411.144 9.411.144 TOTAL PAGO CRÉDITO 188.222.882 CAPITAL PROPIO 39.600.000 TOTAL INVERSIÓN 227.822.882 Fuente: AUTOR 99 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Tabla 4.22. CÁLCULO DE INVERSIÓN TOTAL - CENTRAL ENRIQUE GARCÍA INVERSIÓN CENTRAL ENRIQUE GARCÍA MONTO INVERSIÓN: 64.000.000,00 USD PORCENTAJE DE CRÉDITO: 70 % MONTO DEL CRÉDITO: 44.800.000,00 USD TASA DE INTERÉS: 8,00 % PLAZO: 20 años GRACIA: 0 años PERIODO DE AMORTIZACION: 12 meses NÚMERO DE PERIODOS: No. 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 SALDO 44.800.000 43.821.021 42.763.724 41.621.843 40.388.611 39.056.721 37.618.280 36.064.763 34.386.965 32.574.944 30.617.960 28.504.418 26.221.793 23.756.557 21.094.103 18.218.652 15.113.165 11.759.239 8.137.000 4.224.981 0 20 para amortizar capital INTERÉS 3.584.000 3.505.682 3.421.098 3.329.747 3.231.089 3.124.538 3.009.462 2.885.181 2.750.957 2.605.995 2.449.437 2.280.353 2.097.743 1.900.525 1.687.528 1.457.492 1.209.053 940.739 650.960 337.998 PRINCIPAL DIVIDENDO 978.979 1.057.297 1.141.881 1.233.232 1.331.890 1.438.441 1.553.517 1.677.798 1.812.022 1.956.983 2.113.542 2.282.626 2.465.236 2.662.454 2.875.451 3.105.487 3.353.926 3.622.240 3.912.019 4.224.981 4.562.979 4.562.979 4.562.979 4.562.979 4.562.979 4.562.979 4.562.979 4.562.979 4.562.979 4.562.979 4.562.979 4.562.979 4.562.979 4.562.979 4.562.979 4.562.979 4.562.979 4.562.979 4.562.979 4.562.979 TOTAL PAGO CRÉDITO 91.259.579 CAPITAL PROPIO 19.200.000 TOTAL INVERSIÓN 110.459.579 Fuente: AUTOR 100 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Tabla 4.23. CÁLCULO DE INVERSIÓN TOTAL - CENTRAL QUEVEDO II INVERSIÓN CENTRAL QUEVEDO II MONTO INVERSIÓN: 119.000.000,00 USD PORCENTAJE DE CRÉDITO: MONTO DEL CRÉDITO: 70 % 83.300.000,00 USD TASA DE INTERÉS: 8,00 % PLAZO: 20 años GRACIA: 0 años PERIODO DE AMORTIZACION: 12 meses NÚMERO DE PERIODOS: No. 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 SALDO 83.300.000 81.479.711 79.513.799 77.390.614 75.097.574 72.621.091 69.946.489 67.057.919 63.938.264 60.569.036 56.930.270 53.000.402 48.756.146 44.172.348 39.221.847 33.875.306 28.101.041 21.864.836 15.129.733 7.855.823 0 20 para amortizar capital INTERÉS 6.664.000 6.518.377 6.361.104 6.191.249 6.007.806 5.809.687 5.595.719 5.364.634 5.115.061 4.845.523 4.554.422 4.240.032 3.900.492 3.533.788 3.137.748 2.710.024 2.248.083 1.749.187 1.210.379 628.466 PRINCIPAL DIVIDENDO 1.820.289 1.965.912 2.123.185 2.293.040 2.476.483 2.674.602 2.888.570 3.119.655 3.369.228 3.638.766 3.929.867 4.244.257 4.583.797 4.950.501 5.346.541 5.774.265 6.236.206 6.735.102 7.273.910 7.855.823 8.484.289 8.484.289 8.484.289 8.484.289 8.484.289 8.484.289 8.484.289 8.484.289 8.484.289 8.484.289 8.484.289 8.484.289 8.484.289 8.484.289 8.484.289 8.484.289 8.484.289 8.484.289 8.484.289 8.484.289 TOTAL PAGO CRÉDITO 169.685.780 CAPITAL PROPIO 35.700.000 TOTAL INVERSIÓN 205.385.780 Fuente: AUTOR En la Tabla 4.24 se resumen los costos de inversión, incluidos sus financiamientos, considerados para los cálculos posteriores: 101 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Tabla 4.24. COSTOS DE INVERSIÓN INVERSIONES CENTRAL TIPO DE GENERACIÓN POTENCIA INSTALADA (MW) VALOR (USD) Mazar* Hidráulica 170 626.782.299 Trinitaria** Térmica - Vapor 133 227.822.882 Enrique García** Térmica - Gas 102 110.459.579 Quevedo II** Térmica - MCI 100 205.385.780 *De la Central Mazar, el valor es el proporcionado por CELEC EP e incluye el financiamiento, actualizado a Febrero del 2010. ** De estas centrales, el valor es el calculado en las tablas anteriores. Fuente: AUTOR Cálculo de la Cuota Anual de Inversión Con los costos totales de inversión proporcionados por la CELEC EP, y los calculados, se obtuvo el costo anual de inversión (Tabla 4.25.), dividiendo estos datos totales entre los años de vida útil de las centrales, dependiendo del tipo de tecnología empleada, según lo indicado en la Tabla 4.1. Tabla 4.25. CUOTA ANUAL DE INVERSIÓN COSTOS ANUALES DE INVERSIÓN CENTRAL TIPO DE GENERACIÓN Mazar Trinitaria Enrique García Quevedo II Hidráulica Térmica - Vapor Térmica - Gas Térmica - MCI POTENCIA INSTALADA [MW] 170 133 102 100 VALOR TOTAL [USD] 626.782.299 227.822.882 110.459.579 205.385.780 VIDA UTIL [AÑOS] 40 30 20 15 CUOTA ANUAL [USD] 15.669.557 7.594.096 5.522.979 13.692.385 *Se escogió ese periodo de vida útil como un valor promedio al indicado en la Tabla 4.1. para una Central Hidro>50MW Fuente: AUTOR 4.4.2. Cálculo de Costos de Producción de Energía Eléctrica Producción de Energía La energía bruta producida por las centrales tratadas, durante el año 2010 se indica en la Tabla 4.26. Para la Central Mazar se consideró la energía producida durante el año 2011 debido a que entró en operación comercial a mediados del año 2010; y para la Central Quevedo II, debido a que comenzó a operar en el año 2011, se tomó la energía producida en ese año. 102 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Tabla 4.26. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA BRUTA ENERGÍA GENERADA 2010 CENTRAL ENERGIA BRUTA [GWh/año] 262,29* Mazar 897,1** Trinitaria 918,8 Enrique García 313,09 Quevedo II 350,11*** *Se refiere a la energía bruta generada durante el año 2010 (julio-diciembre) **Se refiere a la energía neta producida durante todo el año 2011 *** Se refiere a la energía neta generada durante el año 2011 (marzo-diciembre) Fuente: AUTOR. Diseño en base a: “Boletín Estadístico Sector Eléctrico Ecuatoriano 2010”; CONELEC; Agosto, 2011. Disponible en Web: <http://www.conelec.gob.ec/documentos.php?cd=3050&l=1>, Boletín Año 2010; e “Informe Anual 2011”; CENACE. Disponible en Web: <http://www.cenace.org.ec/index.php?option=com_phocadownload&view=category&id=6:phocatinfanuales&Itemid=50>, Informe anual 2011. [Consulta: 16 de Agosto de 2012] Esta producción de energía corresponde a factores de planta40, para las centrales anteriores, de: Mazar: 60.24% Trinitaria: 78.86% Enrique García: 35.04% Quevedo II: 47.96% Factores de planta típicos para estos tipos de tecnologías son: Hidroeléctrica con Embalse: 60% Central Térmica a Vapor: 75% - 80% Central Térmica a Gas de Ciclo Simple: 80% - 85% Central Térmica MCI: 80% - 90% Para aquellas centrales cuyos factores de planta no estén entre los valores típicos, se procederá también al cálculo del LCOE, utilizando valores de producción de energía que resultan de suponer que la planta generó electricidad con esos factores. 40 Factor de Planta: es la relación entre la energía generada en un periodo de tiempo, y la energía que se produciría al operar la central a su máxima potencia durante el mismo periodo. 103 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA En la siguiente tabla (Tabla 4.27) se muestran valores de generación eléctrica al considerar factores de planta típicos. Tabla 4.27. ENERGÍA GENERADA CON FACTORES DE PLANTA TÍPICOS ENERGÍA GENERADA CON FACTOR DE PLANTA TÍPICO POTENCIA INSTALADA [MW] FACTOR DE PLANTA [%] ENERGÍA GENERADA [GWh/año] Mazar 170 60 893,52 Trinitaria 133 80 932,06 Enrique García 102 85 759,49 Quevedo II 100 85 620,50 CENTRAL Fuente: AUTOR Cálculo de los Costos de Producción de Energía Con energía generada en un año: Una vez obtenidos los costos de inversión, producción, operación y mantenimiento, y gastos administrativos para cada una de las centrales, los resultados del cálculo de los costos nivelados de producción, considerando sus valores de generación de energía durante un año, son los siguientes (Tabla 4.28. - Tabla 4.31.): Tabla 4.28. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA MAZAR CENTRAL HIDROELÉCTRICA MAZAR Energía Producida: 897.1 GWh – Factor de Planta: 60.24% VALOR TOTAL COSTOS NIVELADOS DESCRIPCIÓN [USD] [USD/MWh] 15.669.557 17,47 CUOTA ANUAL INVERSIÓN COSTOS FIJOS Costos de Producción Costos de Operación Costos de Mantenimiento Gastos de Administración COSTOS VARIABLES LCOE [USD/MWh] 417.894 263.118 301.427 676.507 0,47 0,29 0,34 0,75 2,00 21,32 Fuente: AUTOR 104 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Tabla 4.29. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL TÉRMICA TRINITARIA CENTRAL TERMICA TRINITARIA Energía Producida: 918.8 GWh – Factor de Planta: 78.86% VALOR TOTAL COSTOS NIVELADOS DESCRIPCIÓN [USD] [USD/MWh] CUOTA ANUAL INVERSION COSTOS FIJOS Costos de Operación, Producción y Mantenimiento* Gastos de Administración 7.594.096 8,27 31.605.016 8.138.967 34,40 COSTOS VARIABLES 8,86 42,26 93,78 LCOE [USD/MWh] *Los costos de operación, producción y mantenimiento incluyen los costos del combustible Fuente: AUTOR Tabla 4.30. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL TÉRMICA ENRIQUE GARCÍA CENTRAL TERMICA ENRIQUE GARCÍA Energía Producida: 313.09 GWh – Factor de Planta: 35.04% VALOR TOTAL COSTOS NIVELADOS DESCRIPCIÓN [USD] [USD/MWh] CUOTA ANUAL INVERSION COSTOS FIJOS Costos de Operación, Producción y Mantenimiento* Gastos de Administración COSTOS VARIABLES LCOE [USD/MWh] 5.522.979 17,64 63.971.029 6.241.914 204,32 19,94 76,96 318,86 *Los costos de operación, producción y mantenimiento incluyen los costos del combustible Fuente: AUTOR Tabla 4.31. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL TÉRMICA QUEVEDO II CENTRAL TERMICA QUEVEDO II Energía Producida: 350.11 GWh – Factor de Planta: 47.96% VALOR TOTAL COSTOS NIVELADOS DESCRIPCIÓN [USD] [USD/MWh] 13.692.385 39,11 CUOTA ANUAL INVERSION COSTOS FIJOS Costos de Operación, Producción, Mantenimiento* Gastos de Administración 16.594.925 47,40 3.468.921 9,91 COSTOS VARIABLES 39,95 LCOE [USD/MWh] 136,37 *Los costos de operación, producción y mantenimiento incluyen los costos del combustible Fuente: AUTOR 105 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Tabla 4.32. COMPARACIÓN DE COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA COMPARACIÓN DE COSTOS DE GENERACIÓN CENTRAL TIPO DE GENERACIÓN POTENCIA INSTALADA LCOE [MW] [USD/MWh] Mazar Hidráulica 170 21,32 Trinitaria Térmica - Vapor 133 93,78 Enrique García Térmica - Gas 102 318,86 Quevedo II Térmica - MCI 100 136,37 Fuente: AUTOR Con energía calculada para factores de planta típicos: Los resultados del cálculo de los costos nivelados de producción, considerando valores de generación de energía para factores de planta típicos, son los siguientes (Tabla 4.33. - Tabla 4.36.): Tabla 4.33. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA MAZAR EMPLEANDO UN FACTOR DE PLANTA TÍPICO CENTRAL HIDROELÉCTRICA MAZAR Energía Producida: 893.52 GWh – Factor de Planta Típico: 60% VALOR TOTAL COSTOS NIVELADOS DESCRIPCIÓN [USD] [USD/MWh] 15.669.557 17,54 CUOTA ANUAL INVERSIÓN COSTOS FIJOS Costos de Producción Costos de Operación Costos de Mantenimiento Gastos de Administración COSTOS VARIABLES LCOE [USD/MWh] 417.894 263.118 301.427 676.507 0,47 0,29 0,34 0,76 2,00 21,39 Fuente: AUTOR 106 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Tabla 4.34. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL TÉRMICA TRINITARIA EMPLEANDO UN FACTOR DE PLANTA TÍPICO CENTRAL TERMICA TRINITARIA Energía Producida: 932.06 GWh – Factor de Planta Típico: 80% VALOR TOTAL COSTOS NIVELADOS DESCRIPCIÓN [USD] [USD/MWh] CUOTA ANUAL INVERSION COSTOS FIJOS Costos de Operación, Producción y Mantenimiento* Gastos de Administración 7.594.096 8,15 31.605.016 8.138.967 33,91 COSTOS VARIABLES 8,73 42,26 93,05 LCOE [USD/MWh] *Los costos de operación, producción y mantenimiento incluyen los costos del combustible Fuente: AUTOR Tabla 4.35. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL TÉRMICA ENRIQUE GARCÍA EMPLEANDO UN FACTOR DE PLANTA TÍPICO CENTRAL TERMICA ENRIQUE GARCÍA Energía Producida: 759.49 GWh – Factor de Planta Típico: 85% VALOR TOTAL COSTOS NIVELADOS DESCRIPCIÓN [USD] [USD/MWh] CUOTA ANUAL INVERSION COSTOS FIJOS Costos de Operación, Producción y Mantenimiento* Gastos de Administración COSTOS VARIABLES LCOE [USD/MWh] 5.522.979 7,27 63.971.029 6.241.914 84,23 8,22 76,96 176,68 *Los costos de operación, producción y mantenimiento incluyen los costos del combustible Fuente: AUTOR Tabla 4.36. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL TÉRMICA QUEVEDO II EMPLEANDO UN FACTOR DE PLANTA TÍPICO CENTRAL TERMICA QUEVEDO II Energía Producida: 620.50 GWh – Factor de Planta Típico: 85% VALOR TOTAL COSTOS NIVELADOS DESCRIPCIÓN [USD] [USD/MWh] 13.692.385 22,07 CUOTA ANUAL INVERSION COSTOS FIJOS Costos de Operación, Producción, Mantenimiento* Gastos de Administración 16.594.925 26,74 3.468.921 5,59 COSTOS VARIABLES 39,95 LCOE [USD/MWh] 94,35 *Los costos de operación, producción y mantenimiento incluyen los costos del combustible Fuente: AUTOR 107 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Tabla 4.37. COMPARACIÓN DE COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON FACTORES DE PLANTA TÍPICOS COMPARACIÓN DE COSTOS DE GENERACIÓN CENTRAL Factores de Planta Típicos POTENCIA INSTALADA LCOE TIPO DE GENERACIÓN [MW] [USD/MWh] Mazar Hidráulica 170 21,39 Trinitaria Térmica - Vapor 133 93,05 Enrique García Térmica - Gas 102 176,68 Quevedo II Térmica - MCI 100 94,35 Fuente: AUTOR 4.5. Análisis de Resultados La cuota anual de inversión variará de acuerdo a los años de vida útil considerados para los cálculos. Al comparar el costo de producción de energía eléctrica para las diferentes tecnologías, hidroeléctrica, turbinas a vapor, turbinas a gas y motores de combustión interna (Gráfico 4.1y Gráfico 4.2), podemos indicar que: Hidroeléctrica: con un factor de planta del 60.24%, muy cercano a su valor típico (60%), el costo nivelado de inversión es el rubro de mayor importancia, representado el 81.94% del costo total nivelado de la energía (21.32 USD/MWh), a pesar de ser la tecnología con mayor años de vida útil considerada para los cálculos. Cabe indicar que este valor es elevado debido al gran tamaño de la presa construida para la Central Mazar, en la que se invirtió para su construcción más de 50% del valor de la inversión total, por lo que queda claro que para una central de paso, o con una presa de menores dimensiones, el costo de la energía se reducirá significativamente. Sin embargo, la producción siempre dependerá del régimen hídrico asociado, por lo que se puede tener un factor de planta menor en otros proyectos. 108 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA 318,86 136,37 93,78 21,32 Gráfico 4.1. COSTOS DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD Fuente: AUTOR Al no consumir ningún tipo de combustible para la producción de electricidad, sus costos de operación, producción y mantenimiento, son mínimos en relación al costo de la inversión, representado el 5.16% del costo nivelado total. El porcentaje restante se divide en: 3.52%, correspondiente a gastos administrativos, y 9.38%, a los costos variables. Es decir que el costo de la energía para este tipo tecnología, se ve principalmente afectado, por la gran inversión requerida para la construcción e instalación de obras civiles y equipos electromecánicos. Turbinas a Vapor: con un factor de planta del 78.86%, próximo a su valor típico (80%), el costo nivelado de inversión es mínimo en comparación con otros rubros, representa el 8.81% del costo total nivelado de la energía (93.78 USD/MWh). Los gastos administrativos representan el 9.45%. Sus costos de operación, producción y mantenimiento, y costos variables, son elevados, 109 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA representan el 36.68% y 45.06% del costo total, respectivamente. Es evidente que para este Gráfico 4.2. PORCENTAJE DE LOS COMPONENTES DEL COSTO DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA RESPECTO AL COSTO TOTAL Fuente: AUTOR tipo de tecnología, el factor de mayor influencia en el costo de la energía es el valor del combustible necesario para la producción de electricidad. Turbinas a Gas: presentando un factor de planta del 35.04%, porcentaje muy distinto a su valor típico (85%), el costo nivelado de inversión es aún menor que para una central turbo-vapor, representa el 5.53% del costo total nivelado de la energía (318.96 USD/MWh). El costo de producción es elevado en nuestro caso, debido a que para la producción de energía se utiliza como combustible Diesel 2, en lugar de Gas Natural, por lo que este rubro se ve afectado severamente, llegando a representar el 64.08% del costo total de generación. Los gastos administrativos representan el 6.25%, y los costos variables el 24.14%. 110 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Motor de Combustión Interna: aunque el costo de la inversión para estas máquinas térmicas varía según el tipo de combustible que consuma el motor, el costo nivelado de inversión para nuestro caso (motor Fuel Oil), con un factor de planta (47.96%) muy alejado de su valor típico del 85%, representa el 28.68% del costo total nivelado de la energía (136.37 USD/MWh), aproximadamente una tercera parte de ese valor. Los costos de operación, producción y mantenimiento, al igual que para las tecnologías anteriores empleadas en centrales térmicas, son elevados, representando el 34.76% del costo total. Los costos variables representan 29.30%, y los gastos administrativos el 7.27%. Los valores resultantes de suponer una producción de energía de las centrales con factores de planta típicos, son los siguientes (Gráfico 4.3, Gráfico 4.4, y Tabla 4.38): 176,68 93,05 94,35 21,39 Gráfico 4.3. COSTOS DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD CON FACTORES DE PLANTA TÍPICOS Fuente: AUTOR 111 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Gráfico 4.4. PORCENTAJE DE LOS COMPONENTES DEL COSTO DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA, CON FACTORES DE PLANTA TÍPICOS, RESPECTO AL COSTO TOTAL Fuente: AUTOR Aunque para las centrales cuyos factores de planta estuvieron cercanos a los valores típicos, no se aprecian cambios considerables; es evidente que para aquellas centrales cuyos factores de planta están por debajo de sus valores típicos, los costos de producción de energía fueron mucho más elevados, concluyendo que centrales con factores de planta más altos, tendrán costos de producción de energía menores. 112 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Tabla 4.38. COMPARACIÓN DE COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON DIFERENTES FACTORES DE PLANTA COMPARACIÓN DE COSTOS DE GENERACIÓN CON DIFERENTES FACTORES DE PLANTA CENTRAL TIPO DE GENERACIÓN POTENCIA INSTALADA LCOE* LCOE** [MW] [USD/MWh] [USD/MWh] 21,32 21,39 Mazar Hidráulica 170 Trinitaria Térmica - Vapor 133 93,78 93,05 176,68 94,35 Enrique García Térmica - Gas 102 318,86 Quevedo II Térmica - MCI 100 136,67 * LCOE obtenido con energía bruta generada **LCOE obtenido con factores de planta típicos Fuente: AUTOR 113 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA CONCLUSIONES Respecto al Consumo de Energía Eléctrica El evidente cambio climático global producido, principalmente, por la quema de combustibles fósiles, y el agotamiento de estos recursos, son indicadores de que debe existir un cambio radical en la producción de energía, basada en la generación de una energía limpia y eficiente, que permita evitar y mitigar daños irreversibles al medio ambiente y a la salud humana, aprovechando el gran potencial de recursos energéticos renovables y no convencionales (eólico, solar, geotérmico, mareomotriz, etc) existentes en el planeta, además de disminuir de manera considerable la dependencia de combustibles fósiles, y garantizar la sostenibilidad del suministro energético a los consumidores del mundo. No solo la diversificación de las fuentes para la producción de energía será suficiente para asegurar el suministro energético, sino que también es necesario cambiar o limitar el consumo de energía, puesto que de continuar con este incremento desmesurado en la demanda de electricidad en el mundo, impulsado por el acelerado crecimiento de las principales potencias económicas emergentes (China, India, Brasil, Sudáfrica y México), el crecimiento de la población, la expansión del acceso a la electricidad, el mayor grado de penetración de los vehículos eléctricos en el mercado, y el aumento del consumo de energía per cápita, será imposible proporcionar toda la energía demandada. Para ello es indispensable la implementación de medidas políticas que impulsen el desarrollo tecnologías de mayor eficiencia, la disminución de pérdidas de transmisión y distribución de energía a través de redes inteligentes, el cambio en el precio de los combustibles fósiles, cobro de aranceles por 114 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA emisiones de CO2, y la eliminación gradual de subsidios al precio de la electricidad. Respecto a la Matriz Eléctrica del País Aunque el Gobierno Nacional se ha propuesto el cambio de la Matriz Eléctrica en el Ecuador, con la construcción y puesta en operación de proyectos emblemáticos de generación hidroeléctrica, proyectando que para el año 2016 la hidroelectricidad suministrará el 93.5% del total de la electricidad en el país, y la instalación de centrales térmicas de mayor eficiencia, que consuman el gas natural explotado en el Golfo de Guayaquil, disminuyendo el consumo de combustibles derivados del petróleo, la Matriz Eléctrica del país mantendría su vulnerabilidad a los periodos de sequía, debido a que no se construirán grandes embalses que permitan almacenar la cantidad de agua necesaria para satisfacer la demanda en el periodo de estiaje, además de que la mayoría de los proyectos estarán situados en las vertientes orientales, con ciclos hidrológicos muy parecidos, y de que pocas centrales concentran grandes capacidades instaladas (MW). Esto implica una diversificación de las fuentes de energía primaria, por lo que es necesario la ejecución, en un mediano plazo, de proyectos de generación geotérmica y eólica, de las que se estima que el país posee un gran potencial, y de proyectos hidroeléctricos situados en vertientes del Pacífico. Además de mantener disponibles la mayoría de los parques térmicos existentes en el país para poder sobrellevar periodos de estiajes prolongados. Respecto a los Costos de Producción de Electricidad Los costos de producción de electricidad se pueden dividir en cuatro grandes rubros: costos de inversión; costos fijos de operación, producción y mantenimiento; costos variables de producción, y gastos administrativos. 115 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA En general, los gastos administrativos no inciden, grandemente, en el costo total de producción de electricidad, llegando a representar entre el 3.5% - 9% de ese valor. Estos gastos incluyen principalmente, alícuotas a las entidades regulatorias, pago de servicios básicos, seguros y pólizas, transporte del personal, impuestos municipales, indemnizaciones, pago de multas, asesoría tributaria, y remuneraciones del personal administrativo. Hidroelectricidad Los costos de generación de energía para centrales hidroeléctricas dependen, en gran medida, de la inversión realizada para su construcción e instalación. Este rubro varía significativamente, dependiendo de si la central es de paso, de embalse, o de bombeo, debido a que sólo para la construcción de la presa, puede ser necesario entre el 40% - 50% del valor total de la inversión. Para nuestro caso (Central Mazar), la construcción de una presa de grandes dimensiones, significó una inversión de más del 50% del valor total, lo que influye considerablemente en el costo de producción de energía. Los costos fijos de operación, producción y mantenimiento son mínimos para esta tecnología, al no consumir ningún tipo de combustible para la producción, y no pagar cuota alguna por la utilización del agua. Los costos variables de producción se ven afectados únicamente por el costo de los lubricantes empleados para el mantenimiento y correcto funcionamiento de los equipos, por lo que para el caso ecuatoriano, por Regulación, se estableció este valor en 2.00 USD/MWh, para todas las plantas hidroeléctricas. Uno de los principales inconvenientes para la instalación de esta tecnología, es la disponibilidad de un gran espacio físico para su implementación en los sitios donde se halla el recurso hídrico, por lo que estará siempre situado en lugares alejados de los centros de carga, además de la dificultad, del tiempo requerido y del alto capital necesario para su construcción. La producción anual de energía eléctrica para la Central Mazar, corresponde a un factor de planta del 60.24%, que está próxima al factor de planta típico de 116 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA una central hidroeléctrica con embalse (60%), lo que da como resultado costos de producción de energía similares en ambos casos (21.32 USD/MWh y 21.39 USD/MWh, respectivamente). Termoelectricidad Por lo general, para centrales térmicas de combustión, ya sean turbinas a gas, turbinas a vapor, o motores de combustión interna, los costos de inversión son bajos, el tiempo necesario para su implementación es corto, no necesitan de grandes espacios físicos para su construcción, ni dependen de la ubicación del recurso natural empleado para su producción, por lo que pueden estar situados en puntos estratégicos cercanos a los centros de mayor demanda. Sus costos fijos de operación, producción y mantenimiento, así como sus costos variables de producción, dependen, principalmente, del tipo de combustible empleado para la producción de energía, y del rendimiento41 de las máquinas de las centrales. Los precios del combustible empleado para la generación eléctrica en el país, son precios preferenciales, en los que se encuentran aplicados subsidios, con respecto al precio internacional de los mismos, por lo que los costos de producción no reflejan un valor verdadero, para ser comparados con costos a nivel internacional. Turbina a Vapor Aunque una central turbo-vapor no requiere, necesariamente, estar ubicada cerca a una Refinería que produzca su combustible de consumo, es importante que esté próxima a un gran suministro de agua, por lo que generalmente se encuentran situadas a orillas de ríos, lagos o playas de mares. Para la central considerada, Central Trinitaria, que consume Fuel Oil, los costos de operación, producción y mantenimiento, significan aproximadamente la tercera parte del costo total de generación. Su factor de planta, del 78.86%, se 41 Rendimiento: es la energía producida por unidad de combustible consumido. 117 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA encuentra próximo al de una planta típica de este tipo de tecnología (75%80%), por lo que no existe mayor diferencia entre los costos de producción de energía calculados para ambos casos (93.78 USD/MWh y 93.05 USD/MWh, respectivamente) Turbina a Gas Para la central considera, Central Enrique García, los costos fijos de operación, producción y mantenimiento, así como sus costos variables de producción, se ven severamente afectados, debido a que esta central emplea combustible Diesel 2, en lugar de Gas Natural, para la producción de energía, llegando a representar, aproximadamente, el 64% y 24%, del costo total de generación (318.86 USD/MWh), respectivamente. Además es necesario indicar, que para esta central se obtuvo un factor de planta del 35.04%. Al efectuar el cálculo de la producción de energía empleando un factor de planta típico, estos costos disminuyeron, representado el 47.67% y 43.56%, del costo total de generación (176.68 USD/MWh), respectivamente. Si consideramos los costos variables de producción de la Central Machala Power, que consume como combustible Gas Natural, indicados en el Informe Anual 2011, de la CENACE, podemos establecer un costo aproximado de producción de energía para la Central Enrique García, de 115 USD/MWh, si utilizara como combustible Gas Natural. Este valor disminuye aún más, si el factor de planta de esta central esta próximo al valor típico para este tipo de tecnología (80%-85%), resultando en 75.2 USD/MWh. Motor de Combustión Interna Los costos de inversión; costos fijos de operación, producción, y mantenimiento, así como los costos variables de producción, dependen `principalmente, del tipo de combustible que consuma el motor. Para nuestro caso, Central Quevedo II, los motores consumen Fuel Oil, resultando ser estos rubros, aproximadamente, el 29%, 35%, y 29%, respectivamente, del costo total de producción de energía (136.37 USD/MWh). 118 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA El factor de planta típico para este tipo de tecnología está entre 80%-90%, muy alejado al valor del factor de planta obtenido para nuestra central (47.96%). Considerando un factor de planta del 85%, el costo de producción de energía se reduce a 94.35 USD/MWh En general Centrales térmicas con mayor factor de planta, tendrán costos de producción de energía menores. Al ser el precio del Fuel Oil, mucho menor que el precio del Diesel, hace que los costos de producción de energía de las centrales que consumen este tipo de combustible sea menor. Los motores de combustión interna, por lo común, no son de potencias nominales muy altas, por lo que sus costos de inversión resultan ser elevados al tener que adquirir varias unidades modulares para obtener la potencia deseada. El costo de inversión de estas centrales se ve afectado por la vida útil establecida para cada tipo de tecnología, por lo que, al ser la central con motores de combustión interna la de menor periodo de vida útil considerada (15 años), su costo anual de inversión resulta ser el más alto, significando aproximadamente, para factores de planta típicos, el 24% del costo total de producción de energía, en comparación con los costos anuales de inversión de las centrales a vapor y gas, que representan el 9% y 5%, con una vida útil considerada de 30 y 20 años, respectivamente. Debido al desarrollo tecnológico impulsado por el incremento de la demanda de equipos de generación eléctrica, cada día se tienen disponibles equipos más eficientes, de menor volumen y menor precio, que ayudan a disminuir el costo de producción de electricidad. 119 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA RECOMENDACIONES Al calcular los costos nivelados de producción de energía, de poseer datos de la inversión, incluido su financiamiento, para distintas centrales eléctricas, será necesario suponer una misma tasa de crédito para las inversiones, de modo que, variaciones en la tasa de interés de distintos proyectos, no influyan en este cálculo, pues el problema podría caer, en la selección de una tasa de interés y modo de pago, más que en la elección misma del tipo de tecnología. En lo posible, obtener las producciones mensuales de energía para cada central tratada, con el fin de obtener mayor precisión en el cálculo del valor promedio anual de los costos variables de producción. Efectuar el cálculo para centrales con diferentes potencias instaladas, pequeñas, medianas y grandes, de modo que se pueda observar variación de los costos de producción en función de la potencia instalada. En lo posible, obtener los gastos administrativos para cada central, de la que se deseada efectuar el cálculo, por separado, evitando realizar ponderaciones respecto al gasto administrativo total de la Unidad de Negocio considerada. Se puede incluir el costo de las externalidades en el cálculo del costo nivelado de la energía, con el objeto de incluir las inversiones necesarias para mitigar los impactos ambientales producidos por la construcción y operación de las centrales. Efectuar cálculos de costos de producción de energía considerando el precio referencial internacional del combustible, de modo que puede efectuarse una comparación de estos costos locales con los costos a nivel internacional. 120 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Una vez que entren en operación los proyectos eólicos, que actualmente se encuentran en ejecución en el país, se puede proceder al cálculo del costo nivelado de energía para comparar éste con los costos necesarios para otras tecnologías. Efectuar el cálculo, considerando factores de planta para las diferentes tecnologías, obtenidos como promedio de las centrales existentes en el país. De los resultados obtenidos, motores de combustión interna deberían ser reemplazados por turbinas a gas o vapor, y además debería impulsarse la construcción de pequeñas centrales hidroeléctricas distribuidas a lo largo del territorio nacional, que resultan ser las tecnologías con menores costos de producción de energía. 121 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA BIBLIOGRAFÍA Y REFERENCIAS [1] “2010 Survey of Energy Resources”; World Energy Council (WEC); 2010. Disponible en Web: <http://www.worldenergy.org/publications/3040.asp > [Consulta: 17 de Agosto de 2012] [2] “Análisis de la influencia del proyecto Hidroeléctrico Mazar en el desarrollo Económico de la parroquia Sevilla de Oro perteneciente a la provincia del Azuay”; Reyes, A.; Noviembre, 2010. 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CF 127.905 127.905 6.852 6.852 Servicios Básicos Producción HP Molino CF Viáticos Producción HP Molino CF 2.067 2.067 Servicios de Seguridad HP Molino CF 435.563 435.563 Servicios Diversos HP Molino CF 471.764 471.764 Otros Gastos del Personal HP Molino CF 19.856 19.856 Seguros HP Molino CF 19.478 19.478 Transporte Producción HP Molino CF 120.751 120.751 Alimentación HP Molino CF 239.098 239.098 Limpieza y Alojamiento HP Molino CF 152.944 152.944 Capacitación HP Molino CF 2.665 2.665 Combustible consumo interno HP Molino MAN 19.125 19.125 Indemnización Laboral HP Molino CF 11.160 11.160 Depreciación Producción HP Molino CF TOTAL 42 ID 1.290.292 1.290.292 3.513.226 3.513.226 Datos No Oficiales proporcionados CELEC EP 125 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Costos y Gastos de Operación Central Molino DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] HP [USD] Sueldos y Salarios Operación HP Molino CF 538.246 538.246 Aporte Patronal IECE-SECAP HP Molino CF 57.987 57.987 13 er. Sueldo Operación HP Molino CF 46.179 46.179 14 to. Sueldo Operación HP Molino CF 6.288 6.288 Vacaciones Operación HP Molino CF 24.477 24.477 Fondos de Reserva Operación HP Molino CF 40.805 40.805 Materiales, Repuestos, Herramientas y Otros Operac. CF 33.031 33.031 Servicios Básicos Operación HP Molino CF 284 284 Viáticos Operación HP Molino CF 16.687 16.687 Dragado de la Presa HP Molino MAN 209.325 209.325 Servicios Diversos HP Molino CF 109.172 109.172 Otros Gastos del Personal HP Molino CF 8.652 8.652 Seguros HP Molino CF 3.019.458 3.019.458 Transporte Operación HP Molino CF 76.324 76.324 Alimentación HP Molino CF 98.050 98.050 Limpieza y Alojamiento HP Molino CF 125.926 125.926 Capacitación HP Molino CF 9.205 9.205 Combustible consumo interno HP Molino MAN 2.384 2.384 Depreciación Operación HP Molino CF TOTAL 33.672.382 33.672.382 38.094.861 38.094.861 126 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Costos y Gastos Mantenimiento Central Molino DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] HP [USD] Sueldos y Salarios Mantenimiento HP Molino CF 858.190 858.190 Aporte Patronal IECE-SECAP HP Molino CF 92.865 92.865 13 er. Sueldo M.O. Mant. HP Molino CF 74.006 74.006 14 to. Sueldo M.O. Mant. HP Molino CF 15.078 15.078 Vacaciones Mant. HP Molino CF 37.751 37.751 Fondos de Reserva Mant. HP Molino CF 68.775 68.775 Materiales, Repuestos y Herramientas y Otros Prod. CF 424.130 424.130 Servicios Básicos Mantenimiento HP Molino CF 98 98 Viáticos Mantenimiento HP Molino CF 23.317 23.317 Dragado de la Presa HP Molino MAN 250.091 250.091 Servicios Diversos HP Molino CF 112.040 112.040 Otros Gastos del Personal HP Molino CF 21.997 21.997 Seguros HP Molino CF 11.920 11.920 Transporte Mantenimiento HP Molino CF 55.928 55.928 Alimentación HP Molino CF 87.801 87.801 Limpieza y Alojamiento HP Molino CF 66.673 66.673 Capacitación HP Molino CF 30.794 30.794 Combustible consumo interno HP Molino MAN 6.203 6.203 Indemnización Laboral HP Molino CF 264 264 Depreciación Mantenimiento HP Molino CF 154.030 154.030 TOTAL 2.391.951 2.391.951 127 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA HIDROPAUTE - CENTRAL MAZAR (170 MW) Costos Fijos de Producción Central Mazar DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] HP [USD] Sueldos y Salarios Producción HP Mazar CF 184.584 184.584 Aporte Patronal IECE-SECAP HP Mazar CF 17.620 17.620 13 er. Sueldo M.O. Prod. HP Mazar CF 14.532 14.532 14 to. Sueldo M.O. Prod. HP Mazar CF 2.970 2.970 Vacaciones Prod. HP Mazar CF 7.512 7.512 Fondos de Reserva Prod HP Mazar CF 10.528 10.528 Materiales, Repuestos y Herramientas y Otros Prod. CF 7.873 7.873 Servicios de Seguridad HP Mazar CF 75.790 75.790 Servicios Diversos HP Mazar CF 80.784 80.784 Otros Gastos del Personal HP Mazar CF 368 368 Seguros HP Mazar CF 1.232 1.232 Alimentación HP Mazar CF 8.703 8.703 Limpieza y Alojamiento HP Mazar CF 3.065 3.065 Capacitación HP Mazar CF 390 390 Combustible consumo interno HP Mazar MAN 1.942 1.942 417.894 417.894 TOTAL Costos y Gastos Operación Central Mazar DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] HP [USD] Sueldos y Salarios Operación HP Mazar CF 200.487 200.487 Aporte Patronal IECE-SECAP HP Mazar CF 20.373 20.373 13 er. Sueldo Operación HP Mazar CF 16.707 16.707 14 to. Sueldo Operación HP Mazar CF 2.298 2.298 Vacaciones Operación HP Mazar CF 8.737 8.737 Fondos de Reserva Operación HP Mazar CF 9.216 9.216 Materiales, Repuestos, Herramientas y Otros Operac. CF 936 936 Viáticos Operación HP Mazar CF 1.265 1.265 Servicios Diversos HP Mazar CF 579 579 Otros Gastos del Personal HP Mazar CF 1.049 1.049 Seguros HP Mazar CF 211 211 Capacitación HP Mazar CF 1.080 1.080 Combustible consumo interno HP Mazar MAN 181 181 263.118 263.118 TOTAL 128 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Costos y Gastos Mantenimiento Central Mazar DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] HP [USD] Sueldos y Salarios Mantenimiento HP Mazar CF 226.234 226.234 Aporte Patronal IECE-SECAP HP Mazar CF 23.094 23.094 13 er. Sueldo M.O. Mant. HP Mazar CF 19.118 19.118 14 to. Sueldo M.O. Mant. HP Mazar CF 3.292 3.292 Vacaciones Mant. HP Mazar CF 9.780 9.780 Fondos de Reserva Mant. HP Mazar CF 16.448 16.448 Materiales, Repuestos y Herramientas y Otros Mant. MAN 661 661 Servicios Diversos HP Mazar CF 792 792 Seguros HP Mazar CF 894 894 Combustible consumo interno HP Mazar MAN 1.114 1.114 301.427 301.427 TOTAL 129 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA GASTOS DE ADMINISTRACIÓN HIDROPAUTE Gastos de Administración HIDROPAUTE DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] HP [USD] Sueldos y Salarios HP CF Aporte Patronal IECE-SECAP HP CF 1.952.303 1.952.303 211.311 211.311 13 er. Sueldo HP CF 167.797 167.797 14 to. Sueldo HP CF 17.085 17.085 Vacaciones HP CF 91.368 91.368 Fondo de Reserva HP CF 142.339 142.339 Servicios Básicos HP CF 66.622 66.622 Viáticos HP CF 212.057 212.057 Gastos de Gestión y Representación HP CF 38.100 38.100 Honorarios, Comisiones y Dietas HP CF 8.611 8.611 Servicios Diversos HP CF 458.675 458.675 Publicaciones HP CF 6.871 6.871 Combustible HP CF 45.576 45.576 Seguridad HP CF 55.296 55.296 Impuestos Municipales HP CF 9.383 9.383 Seguros HP CF 39.456 39.456 Deducible Seguros HP CF 256 256 Otros Gastos del Personal HP CF 22.841 22.841 Indemnización Laboral HP CF 3.367 3.367 Asesoría Tributaria HP CF 2.590 2.590 Materiales, Suministros y Repuestos varios HP CF 32.855 32.855 Transporte HP CF 96.968 96.968 Depreciación HP CF 269.818 269.818 Amortización HP CF 43.530 43.530 Gastos Bancarios (Comisiones, Certificaciones, etc) CF 5.420 5.420 Interés y Multas entidades públicas (No Deducibles) CF 37 37 Publicidad HP CF 350 350 Alícuota CENACE HP CF 275.199 275.199 Capacitación HP CF 19.571 19.571 Contribuciones CONELEC HP CF 603.909 603.909 Servicios de Alimentación HP CF 53.050 53.050 1.814 1.814 OTROS GASTOS: Otros Gastos HP Otras Pérdidas Extraordinarias HP TOTAL 0 4.954.422 4.954.422 130 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA A1.2. UNIDAD DE NEGOCIO HIDROAGOYÁN HIDROAGOYÁN – CENTRAL AGOYÁN (156 MW) Costos de Producción Central Agoyán DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] HA [USD] Sueldos y Salarios Producción HA CA Aporte Patronal IECE-SECAP HA CA 13 er. Sueldo M.O. Prod. HA CA 14 to. Sueldo M.O. Prod. HA CA CF CF CF CF 142.916 16.196 12.856 2.643 142.916 16.196 12.856 2.643 Vacaciones Prod. HA CA Fondos de Reserva Prod HA CA Materiales, Repuestos y Herramientas y Otros Prod. Servicios Básicos Producción HA CA Gastos Honorarios y Consultorías HA CA Gastos de Viaje y Movilización Prod. HA CA CF CF CF CF CF CF 6.428 12.602 50.101 4.131 837 12.235 6.428 12.602 50.101 4.131 837 12.235 Servicios de Seguridad HA CA CF 93.332 93.332 Servicios Diversos HA CA Otros Gastos del Personal HA CA Seguros HA CA Transporte Producción HA CA Alimentación HA CA Capacitación HA CA Combustible consumo interno HA CA Depreciación Producción HA CA CF CF CF CF CF CF MAN CF TOTAL 14.000 14.000 32.094 32.094 3.546 3.546 4.067 4.067 1.851 1.851 4.026 4.026 4.457 4.457 5.544.178 5.544.178 5.962.494 5.962.494 Costos de Operación Central Agoyán DESCRIPCIÓN ID Aporte Patronal IECE-SECAP HA CA 13 er. Sueldo Operación HA CA 14 to. Sueldo Operación HA CA Vacaciones Operación HA CA Fondos de Reserva Operación HA CA Materiales, Repuestos, Herramientas y Otros Operac. Servicios Básicos Operación HA CA Gastos de Viaje y Movilización Operación HA CA Correctivos Mayores HA CA Reparaciones Operación HA CA Servicios Diversos HA CA Otros Gastos del Personal HA CA Seguros HA CA Transporte Operación HA CA Alimentación HA CA Capacitación HA CA Combustible consumo interno HA CA CF CF CF CF CF CF CF CF MAN MAN CF CF CF CF CF CF MAN TOTAL VALOR [USD] HA [USD] 24.689 24.689 19.681 19.681 3.770 3.770 9.840 9.840 19.673 19.673 3.458 3.458 4.148 4.148 9.156 9.156 1.758.300 1.758.300 922 922 7.813 7.813 15.480 15.480 1.475.419 1.475.419 33.525 33.525 1.415 1.415 5.505 5.505 1.301 1.301 3.394.094 3.394.094 131 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Costos de Mantenimiento Central Agoyán DESCRIPCIÓN ID Aporte Patronal IECE-SECAP HA CA 13 er. Sueldo M.O. Mant. HA CA 14 to. Sueldo M.O. Mant. HA CA Vacaciones Mant. HA CA Fondos de Reserva Mant. HA CA Materiales, Repuestos y Herramientas y Otros Prod. Servicios Básicos Mantenimiento HA CA Gastos Honorarios y Consultorías HA CA Gastos de Viaje y Movilización Mant. HA CA Servicios Diversos HA CA Otros Gastos del Personal HA CA Seguros HA CA Reparaciones HA CA Transporte Mantenimiento HA CA Alimentación HA CA Capacitación HA CA Combustible consumo interno HA CA CF CF CF CF CF MAN CF CF CF CF CF CF MAN CF CF CF MAN TOTAL VALOR [USD] HA [USD] 44.142 34.509 9.122 17.254 31.977 201.912 3.366 17.665 26.264 174.413 53.046 7.555 2.134 14.917 6.325 12.304 7.537 44.142 34.509 9.122 17.254 31.977 201.912 3.366 17.665 26.264 174.413 53.046 7.555 2.134 14.917 6.325 12.304 7.537 664.443 664.443 HIDROAGOYAN – CENTRAL PUCARÁ (70 MW) Costos de Producción Central Pucará DESCRIPCIÓN Sueldos y Salarios Producción HA CP Aporte Patronal IECE-SECAP HA CP 13 er. Sueldo M.O. Prod. HA CP 14 to. Sueldo M.O. Prod. HA CP Vacaciones Prod. HA CP ID VALOR [USD] HA [USD] CF CF CF CF CF 96.656 10.707 8.527 1.831 4.263 96.656 10.707 8.527 1.831 4.263 Fondos de Reserva Prod HA CP CF Materiales, Repuestos y Herramientas y Otros Prod. CF Servicios Básicos Producción HA CP CF Gastos Honorarios y Consultorías HA CP CF Gastos de Viaje y Movilización Prod. HA CP CF 8.303 18.784 9.074 168 1.331 8.303 18.784 9.074 168 1.331 Servicios de Seguridad HA CP CF 95.632 95.632 Servicios Diversos HA CP Otros Gastos del Personal HA CP Seguros HA CP Transporte Producción HA CP Alimentación HA CP Capacitación HA CP Combustible consumo interno HA CP Depreciación Producción HA CP CF CF CF CF CF CF MAN CF TOTAL 6.330 6.330 14.213 14.213 1.748 1.748 4.888 4.888 7.536 7.536 742 742 2.429 2.429 4.402.436 4.402.436 4.695.599 4.695.599 132 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Costos de Operación Central Pucará DESCRIPCIÓN ID Aporte Patronal IECE-SECAP HA CP 13 er. Sueldo Operación HA CP 14 to. Sueldo Operación HA CP Vacaciones Operación HA CP Fondos de Reserva Operación HA CP Materiales, Repuestos, Herramientas y Otros Operac. Servicios Básicos Operación HA CP Gastos Honorarios y Consultorías HA CP Gastos de Viaje y Movilización Operación HA CP Servicios Diversos HA CP Otros Gastos del Personal HA CP Seguros HA CP Transporte Operación HA CP Alimentación HA CP Capacitación HA CP Combustible consumo interno HA CP CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF MAN TOTAL VALOR [USD] HA [USD] 16.777 13.401 2.721 6.701 13.396 965 5.961 231 810 5.199 1.319 913.824 23.490 7.624 3.545 651 16.777 13.401 2.721 6.701 13.396 965 5.961 231 810 5.199 1.319 913.824 23.490 7.624 3.545 651 1.016.614 1.016.614 Costos Mantenimiento Central Pucará DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] HA [USD] Aporte Patronal IECE-SECAP HA CP CF 13 er. Sueldo M.O. Mant. HA CP CF 14 to. Sueldo M.O. Mant. HA CP CF Vacaciones Mant. HA CP CF Fondos de Reserva Mant. HA CP CF Materiales, Repuestos y Herramientas y Otros Prod. CF Servicios Básicos Mantenimiento HA CP CF Gastos Honorarios y Consultorías HA CP CF Gastos de Viaje y Movilización Mant. HA CP CF Servicios Diversos HA CP CF Otros Gastos del Personal HA CP CF Seguros HA CP CF Transporte Mantenimiento HA CP CF Alimentación HA CP CF Capacitación HA CP CF Combustible consumo interno HA CP MAN 23.976 19.149 5.194 9.575 19.141 63.019 5.527 441 2.224 25.535 9.910 7.111 17.364 25.525 8.248 5.852 23.976 19.149 5.194 9.575 19.141 63.019 5.527 441 2.224 25.535 9.910 7.111 17.364 25.525 8.248 5.852 TOTAL 247.792 247.792 133 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA GASTOS DE ADMINISTRACIÓN HIDROAGOYÁN Gastos de Administración HIDROAGOYÁN DESCRIPCIÓN ID Sueldos y Salarios HA Aporte Patronal IECE-SECAP HA 13 er. Sueldo HA 14 to. Sueldo HA Vacaciones HA Fondo de Reserva HA Servicios Básicos HA Gastos de viaje y Movilización HA Gastos de Gestión y Representación HA Honorarios, Comisiones y Dietas HA Servicios Diversos HA Publicaciones HA Combustible HA Seguridad HA Impuestos Municipales HA Seguros HA Deducible Seguros HA Otros Gastos del Personal HA Indemnización Laboral HA Contribuciones varias HA Contribuciones CONELEC HA Materiales, Suministros y Repuestos varios HA Transporte HA Depreciación HA Amortización HA Gastos Bancarios (Comisiones, Certificaciones, etc) Interés y Multas entidades públicas (No Deducibles) Publicidad HA Alícuota CENACE HA Capacitación HA Gastos no deducibles HA CA Servicios de Alimentación OTROS GASTOS HA: CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF MAN CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF VALOR [USD] HA [USD] 528.279 60.451 48.248 8.216 24.124 45.346 34.424 41.608 6.927 28.086 37.517 207 9.683 59.856 5.000 24.320 100 44.322 16.452 79.331 141.229 57.127 28.066 87.542 19.437 832 631 1.520 141.306 5.282 6 5.045 528.279 60.451 48.248 8.216 24.124 45.346 34.424 41.608 6.927 28.086 37.517 207 9.683 59.856 5.000 24.320 100 44.322 16.452 79.331 141.229 57.127 28.066 87.542 19.437 832 631 1.520 141.306 5.282 6 5.045 308.470 308.470 Gastos Financieros HA Intereses HA TOTAL 1.898.989 1.898.989 134 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA A1.3. UNIDAD DE NEGOCIO HIDRONACIÓN HIDRONACIÓN – CENTRAL MARCEL LANIADO DE WIND (213 MW) Costos de Producción Central Marcel Laniado DESCRIPCIÓN ID Sueldos y Salarios Producción HN Aporte Patronal IECE-SECAP Prod. HN 13er. Sueldo M.O Prod. HN 14to Sueldo M.O Prod. HN Vacaciones Prod.HN Fondos de Reserva Prod HN Materiales, Repuestos, Herramientas y otros Prod. Servicios Básicos Prod. HN Gastos Honorarios y Consultorías Prod. HN Viáticos Prod HN Servicio de Seguridad Prod.HN Servicios Diversos Prod HN Otros Gastos Personal Prod HN Seguros Prod HN Alimentación Prod. HN Limpieza y Alojamiento Prod. HN Capacitación Prod. HN Combustible consumo interno HN Mantenimiento relaciones comunitarias Prod. HN CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF MAN MAN TOTAL VALOR [USD] HN [USD] 809.918 809.918 86.463 86.463 69.262 69.262 28.506 28.506 37.975 37.975 30.809 30.809 1.069 1.069 98.081 98.081 35.236 35.236 21.681 21.681 483.204 483.204 13.677.308 13.677.308 64.051 64.051 1.767.676 1.767.676 236.498 236.498 31.716 31.716 2.648 2.648 29.518 29.518 38.732 38.732 17.550.349 17.550.349 Costos de Operación Central Marcel Laniado DESCRIPCIÓN Sueldos y Salarios Operación HN Aporte Patronal IECE - SECAP Opr. HN 13er sueldo Opr.HN 14to Sueldo Opr.HN Vacaciones Opr.HN Fondos de Reserva Opr. HN Materiales Repuestos Herramientas y otros Opr. HN Servicios Básicos Opr. HN Servicios Diversos Opr. HN Otros Gastos Personal Opr. HN Transporte Opr. HN Capacitación Opr. HN TOTAL ID VALOR [USD] HN [USD] CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF 105.802 14.291 9.567 758 4.787 9.573 1.229 22.679 46.098 19.756 1.161 8.180 105.802 14.291 9.567 758 4.787 9.573 1.229 22.679 46.098 19.756 1.161 8.180 243.881 243.881 135 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA Costos de Mantenimiento Central Marcel Laniado DESCRIPCION ID Sueldos y Salarios Mant. HN Aporte Patronal IECE-SECAP Mant. HN 13er Sueldo Mant. HN 14to Sueldo Mant. HN Vacaciones Mant. Opr.HN Fondos de Reserva Mant. HN Materiales, Repuestos, Herramientas y otros Mant, Servicios Básicos Mant. HN Servicio Diversos Mant. HN Seguros Mant. HN Reparaciones Mant. HN Limpieza y Alojamiento Mant. HN CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF MAN CF TOTAL VALOR [USD] HN [USD] 62.630 62.630 8.988 8.988 5.730 5.730 905 905 3.465 3.465 4.267 4.267 1.280.420 1.280.420 22.272 22.272 10.569 10.569 24.571 24.571 19.091 19.091 8.054 8.054 1.450.962 1.450.962 GASTOS DE ADMINISTRACIÓN HIDRONACIÓN Gastos de Administración HIDRONACIÓN DESCRIPCIÓN Sueldos y Salarios HDN Aporte Patronal IECE-SECAP HN 13 er. Sueldo HN 14 to. Sueldo HN Vacaciones HN Fondo de Reserva HN Viáticos HN Gastos de Gestión y Representación HN Honorarios, Comisiones y Dietas HN Servicios Diversos HN Impuestos Municipales HN Seguros HN Otros Gastos del Personal HN Contribuciones CONELEC HN Materiales, Suministros y Repuestos varios HN Transporte HN Depreciación HN Gastos Bancarios (Comisiones, Certificaciones, etc Otros intereses y multas HN Capacitación HN TOTAL ID VALOR [USD] HN [USD] CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF 349.504 43.482 30.871 4.043 16.042 22.868 1.939 29.263 108.048 49.904 978 5.859 29.875 165.784 94.370 20.676 244.118 6.828 9.359 10.081 349.504 43.482 30.871 4.043 16.042 22.868 1.939 29.263 108.048 49.904 978 5.859 29.875 165.784 94.370 20.676 244.118 6.828 9.359 10.081 1.243.891 1.243.891 136 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA ANEXO II COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DE CENTRALES TERMOELÉCTRICAS43 A2.1. UNIDAD DE NEGOCIO TERMOPICHINCHA TERMOPICHINCHA – CENTRAL GUANGOPOLO (33 MW – MCI44) Costos y Gastos Fijos de Operación, Producción y Mantenimiento Central Guangopolo DESCRIPCIÓN ID Combustible TP CG Lubricantes TP CG Químicos TP CG Repuestos y Herramientas Mantenimiento Preventivo Insumos Materiales Mantenimiento Preventivo TP CG Servicios Externos Mantenimiento Preventivo TP CG Repuestos y Herramientas Mantenimiento Correctivo Insumos Materiales Mantenimiento Correctivo TP CG Servicios Externos Mantenimiento Correctivo TP CG MAN MAN MAN MAN MAN MAN MAN MAN MAN Repuestos Mantenimiento Predictivo TP CG MAN 112.902 112.902 Insumos Materiales Mantenimiento Predictivo TP CG Servicios Externos Mantenimiento Predictivo TP CG Sueldos y Salarios (Nómina) TP CG Seguros TP CG Depreciación TP CG XIII Sueldo TP CG XIV Sueldo TP CG Vacaciones TP CG Fondo de Reserva TP CG Aporte Patronal TP CG MAN MAN CF CF CF CF CF CF CF CF 178.934 75.320 1.346.210 2.134.289 1.015.324 152.898 34.095 78.314 116.136 197.767 178.934 75.320 1.346.210 2.134.289 1.015.324 152.898 34.095 78.314 116.136 197.767 Servicios Diversos TP CG CF 505 505 TOTAL 43 44 VALOR [USD] TP [USD] 14.585.293 14.585.293 1.284.758 1.284.758 37.964 37.964 564.496 564.496 481.356 481.356 591.388 591.388 186.322 186.322 34.880 34.880 316.278 316.278 23.525.429 23.525.429 Datos No Oficiales proporcionados por CELEC EP MCI: Motor de Combustión Interna 137 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA TERMOPICHINCHA – CENTRAL SANTA ROSA (51 MW - TURBINAS A GAS) Costos y Gastos Fijos de Operación, Producción y Mantenimiento Central Sta. Rosa DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] TP [USD] Combustible TP CSR Lubricantes TP CSR MAN MAN 5.474.587 5.474.587 3.530 3.530 Repuestos y Herramientas Mantenimiento Preventivo Insumos Materiales Mantenimiento Preventivo TP CSR Servicios Externos Mantenimiento Preventivo TP CSR Repuestos y Herramientas Mantenimiento Correctivo MAN MAN MAN MAN 32.390 66.345 70.810 31.224 32.390 66.345 70.810 31.224 Insumos Materiales Mantenimiento Correctivo TP CSR MAN 17.565 17.565 32.401 1.366 1.073 4.647 302.227 878.243 976.462 13.767 2.880 7.262 32.401 1.366 1.073 4.647 302.227 878.243 976.462 13.767 2.880 7.262 Servicios Externos Mantenimiento Correctivo TP CSR Repuestos Mantenimiento Predictivo TP CSR Insumos Materiales Mantenimiento Predictivo TP CSR Servicios Externos Mantenimiento Predictivo TP CSR Sueldos y Salarios (Nómina) TP CSR Seguros TP CSR Depreciación TP CSR XIII Sueldo TP CSR XIV Sueldo TP CSR Vacaciones TP CSR MAN MAN MAN MAN CF CF CF CF CF CF Fondo de Reserva TP CSR CF 11.959 11.959 Aporte Patronal TP CSR CF 17.665 17.665 TOTAL 7.946.403 7.946.403 138 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA TERMOPICHINCHA – CENTRAL QUEVEDO II (100 MW - MCI) Costos y Gastos Fijos de Operación, Producción y Mantenimiento Central Quevedo II DESCRIPCION Combustible Lubricantes Químicos Insumos Materiales Mantenimiento Preventivo Transporte de combustible Central Quevedo II Compra de auxiliares Central Quevedo II Personal Manejo ambiental Seguros ID MAN MAN MAN MAN CF MAN MAN CF CF TOTAL VALOR [USD] 11.117.517 234.792 0 733.009 1.335.539 0 1.327.842 59.241 1.786.984 TP [USD] 11.117.517 234.792 0 733.009 1.335.539 0 1.327.842 59.241 1.786.984 16.594.925 16.594.925 GASTOS DE ADMINISTRACIÓN - CENTRAL QUEVEDO II DESCRIPCION ID Nómina Beneficios sociales Recursos humanos Servicios básicos Gastos de viaje y movilización Gastos de gestión y representación Seguros Materiales, suministros y repuestos varios Servicios diversos Servicios externos legales y auditoria Contratos de asesoría técnica Arriendo vehículos - leasing GASTOS DE VENTAS Alícuotas a CENACE Contribuciones CONELEC Publicidad Contribución contraloría general del estado GASTOS FINANCIEROS Comisiones bancarias CF CF CF CF CF CF CF MAN CF CF CF CF TOTAL VALOR [USD] TP [USD] 1.289.523 1.289.523 82.435 82.435 91.908 91.908 92.875 92.875 86.302 86.302 8.498 8.498 78.233 78.233 324.045 324.045 1.333.746 1.333.746 5.708 5.708 9.136 9.136 6.698 6.698 CF CF CF CF 0 0 20.059 0 0 0 20.059 0 CF 39.754 39.754 3.468.921 3.468.921 139 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA GASTOS DE ADMINISTRACIÓN TERMOPICHINCHA Gastos de Administración TERMOPICHINCHA DESCRIPCIÓN Sueldos y Salarios TP Aporte Patronal IECE-SECAP TP 13 er. Sueldo TP 14 to. Sueldo TP Vacaciones TP Fondo de Reserva TP Suministros y Materiales TP Servicios Básicos TP Honorarios, Comisiones y Dietas TP Gastos de Gestión y Representación TP Servicios Diversos TP Gastos de Viaje y Movilización TP Otros Gastos del Personal TP Seguros TP Deducible Seguros TP Donaciones (No Deducibles) TP 1.5 por mil Municipios TP Depreciación TP Amortización TP Gastos Bancarios (Comisiones, Certificaciones, etc Interés y Multas entidades públicas (No Deducibles) Publicidad TP Capacitación TP Gastos No Deducible TP ID VALOR [USD] TP [USD] CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF CF Otros Gastos TP Pérdida por baja de cartera TP 0 Ajustes de Períodos Anteriores (Gastos No Deducibles) 0 TOTAL 984.414 86.066 66.281 14.303 34.877 53.639 309.393 88.803 16.505 25.630 395.501 159.248 174.497 86.738 2.675 266.074 134.466 93.241 53.858 194.175 319 12.877 77.337 3.105 984.414 86.066 66.281 14.303 34.877 53.639 309.393 88.803 16.505 25.630 395.501 159.248 174.497 86.738 2.675 266.074 134.466 93.241 53.858 194.175 319 12.877 77.337 3.105 66.546 9.571 66.546 9.571 3.410.141 3.410.141 * Incluye los gastos administrativos de la Central La Propicia, debido a que en el año 2010 esta planta todavía pertenecía a la Unidad de Negocio Termopichincha. 140 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA A2.2. UNIDAD DE NEGOCIO ELECTROGUAYAS ELECTROGUAYAS - CENTRAL GONZALO ZEVALLOS (146 MW-VAPOR, 26 MWGAS) Costos y Gastos Fijos de Operación, Producción y Mantenimiento Central Gonzalo Zevallos DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] EG [USD] Combustible EG CGZ MAN Repuestos y Herramientas Mantenimiento Preventivo MAN 717.941 717.941 Insumos Materiales Mantenimiento Preventivo EG CGZ MAN 109.469 109.469 Servicios Externos Mantenimiento Preventivo EG CGZ MAN 677.860 677.860 XIII Sueldo EG CGZ CF 249.039 249.039 XIV Sueldo EG CGZ CF 53.681 53.681 Vacaciones EG CGZ CF 112.814 112.814 Fondo de Reserva EG CGZ CF 237.030 237.030 Aporte Patronal IECE-SECAP EG CGZ CF 302.641 302.641 Servicios Diversos EG CGZ CF 50.781 50.781 TOTAL 39.253.841 39.253.841 41.765.097 41.765.097 ELECTROGUAYAS - CENTRAL TRINITARIA (133 MW – TURBINA VAPOR) Costos y Gastos Fijos de Operación, Producción y Mantenimiento Central Trinitaria DESCRIPCIÓN ID Combustible EG CT MAN Repuestos y Herramientas Mantenimiento Preventivo MAN Insumos Materiales Mantenimiento Preventivo EG CT MAN VALOR [USD] EG [USD] 29.134.090 29.134.090 647.426 647.426 60.097 60.097 Servicios Externos Mantenimiento Preventivo EG CT MAN 1.330.632 1.330.632 Servicios Externos Mantenimiento Correctivo EG CT MAN 10.600 10.600 XIII Sueldo EG CT CF 108.823 108.823 XIV Sueldo EG CT CF 22.858 22.858 Vacaciones EG CGZ CF 52.207 52.207 Fondo de Reserva EG CT CF 101.781 101.781 Aporte Patronal-IECE-SECAP EG CT CF 133.883 133.883 Servicios Diversos EG CT CF 2.621 2.621 TOTAL 31.605.016 31.605.016 141 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA ELECTROGUAYAS - CENTRAL ENRIQUE GARCÍA (102 MW – TURBINA GAS) Costos y Gastos Fijos de Operación, Producción y Mantenimiento Central Enrique García DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] EG [USD] Combustible EG CEG MAN 58.257.364 58.257.364 Repuestos y Herramientas Mantenimiento Preventivo MAN 3.528.008 3.528.008 Insumos Materiales Mantenimiento Preventivo EG CEG MAN 73.325 73.325 1.826.575 1.826.575 Servicios Externos Mantenimiento Preventivo EG CEG MAN XIII Sueldo EG CEG CF 76.464 76.464 XIV Sueldo EG CEG CF 16.207 16.207 Vacaciones EG CEG CF 35.538 35.538 Fondo de Reserva EG CEG CF 58.820 58.820 Aporte Patronal-IECE-SECAP CF 95.199 95.199 Servicios Diversos EG CEG CF 3.530 3.530 TOTAL 63.971.029 63.971.029 GASTOS DE ADMINISTRACIÓN ELECTROGUAYAS Gastos de Administración ELECTROGUAYAS DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] EG [USD] Sueldos y Salarios EG CF 5.070.768 5.070.768 Suministros y Materiales EG CF 631.500 631.500 Servicios Básicos EG CF 87.549 87.549 Honorarios, Comisiones y Dietas EG CF 309.191 309.191 Servicios Diversos EG CF 1.030.649 1.030.649 Gastos de Viaje y Movilización EG CF 153.442 153.442 Otros Gastos del Personal EG CF 773.262 773.262 Seguros EG CF 3.746.626 3.746.626 Contribuciones varias EG CF 977.143 977.143 Depreciación EG CF Amortización EG CF 39.416 39.416 Gastos Bancarios (Comisiones, Certificaciones, etc) CF 140.349 140.349 Interés y Multas entidades públicas (No Deducibles) CF 1.211 1.211 CF 740.459 740.459 0 148.169 148.169 Alícuota CENACE EG 11.056.727 11.056.727 OTROS GASTOS EG: Otras Pérdidas Extraordinarias EG TOTAL 24.906.462 24.906.462 142 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA A2.2. UNIDAD DE NEGOCIO TERMOESMERALDAS TERMOESMERALDAS - CENTRAL ESMERALDAS (132.5 MW – TURBINA VAPOR) Costos y Gastos de Operación, Producción y Mantenimiento Central Esmeraldas DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] TE [USD] Combustible TE MAN 12.181.126 12.181.126 Lubricantes TE MAN 14.509 14.509 Químicos TE MAN 203.953 203.953 Repuestos y Herramientas Mantenimiento Preventivo MAN 204.064 204.064 Insumos Materiales Mantenimiento Preventivo TE MAN 2.477 2.477 Servicios Externos Mantenimiento Preventivo TE MAN 488.056 488.056 Repuestos y Herramientas Mantenimiento Correctivo MAN 332.334 332.334 Insumos Materiales Mantenimiento Correctivo TE MAN 217.815 217.815 Servicios Externos Mantenimiento Correctivo TE MAN 891.281 891.281 Servicios Externos Mantenimiento Predictivo TE MAN 9.047 9.047 Sueldos y Salarios (Nómina) TE CF 1.685.519 1.685.519 Depreciación TE CF 448.406 448.406 Gastos de Viaje y Movilización TE CF 52.056 52.056 Seguros TE CF 1.219.963 1.219.963 XIII Sueldo TE CF 143.763 143.763 XIV Sueldo TE CF 30.203 30.203 Vacaciones TE CF 40.252 40.252 Fondo de Reserva TE CF 128.315 128.315 Aporte Patronal IECE-SECAP TE CF 187.800 187.800 Servicios Diversos TE CF 164.294 TOTAL 18.645.236 18.480.942 143 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA TERMOESMERALDAS – CENTRAL LA PROPICIA (10.5 MW - MCI) Costos y Gastos Fijos de Operación, Producción y Mantenimiento Central La Propicia DESCRIPCIÓN ID Combustible TP CP Lubricantes TP CP Químicos TP CP Repuestos y Herramientas Mantenimiento Preventivo Insumos Materiales Mantenimiento Preventivo TP CP Servicios Externos Mantenimiento Preventivo TP CP Repuestos y Herramientas Mantenimiento Correctivo Insumos Materiales Mantenimiento Correctivo TP CP Servicios Externos Mantenimiento Correctivo TP CP Insumos Materiales Mantenimiento Predictivo TP CP Servicios Externos Mantenimiento Predictivo TP CP Sueldos y Salarios (Nómina) TP CP Seguros TP CP Depreciación TP CP XIII Sueldo TP CP XIV Sueldo TP CP Vacaciones TP CP Fondo de Reserva TP CP Aporte Patronal TP CP MAN MAN MAN MAN MAN MAN MAN MAN MAN MAN MAN CF CF CF CF CF CF CF CF TOTAL VALOR [USD] TP [USD] 734.426 173.410 480 341.475 106.390 143.637 241 16 26.285 231 2.701 352.882 193.279 251.900 18.771 4.505 9.389 17.070 24.113 734.426 173.410 480 341.475 106.390 143.637 241 16 26.285 231 2.701 352.882 193.279 251.900 18.771 4.505 9.389 17.070 24.113 2.401.200 2.401.200 144 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA GASTOS DE ADMINISTRACIÓN TERMOESMERALDAS Gastos de Administración TERMOESMERALDAS* DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] TE [USD] Sueldos y Salarios TE CF Aporte Patronal IECE-SECAP TE CF 1.156.376 1.156.376 123.206 123.206 13 er. Sueldo TE CF 93.238 93.238 14 to. Sueldo TE CF 21.565 21.565 Vacaciones TE CF 24.052 24.052 Fondo de Reserva TE CF 85.975 85.975 Suministros y Materiales TE CF 238.110 238.110 Servicios Básicos TE CF 153.539 153.539 Honorarios, Comisiones y Dietas TE CF 98.875 98.875 Gastos de Gestión y Representación TE CF 73 73 Servicios Diversos TE CF 616.904 616.904 Gastos de Viaje y Movilización TE CF 122.601 122.601 Otros Gastos del Personal TE CF 105.476 105.476 Seguros TE CF 103.270 103.270 Impuestos Municipales TE CF 1.380 1.380 Contribuciones varias TE CF 372.380 372.380 Depreciación TE CF 141.727 141.727 Amortización TE CF 29.576 29.576 Gastos Bancarios (Comisiones, Certificaciones, etc) CF 13.438 13.438 Publicidad TE CF 28.900 28.900 Alícuota CENACE TE CF 243.231 243.231 Capacitación TE CF 74.683 74.683 Contribuciones CONELEC TE CF 225.931 225.931 Gastos no deducibles TE CF 3.664 3.664 0 4.210 4.210 Ajustes de Períodos Anteriores (Gastos No Deducibles) 0 29 29 OTROS GASTOS TE: Otras Pérdidas Extraordinarias TE TOTAL 4.082.408 4.082.408 * No incluye los gastos administrativos de la Central La Propicia, debido a que en el año 2010 esta planta todavía pertenecía a la Unidad de Negocio Termopichincha 145 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA ANEXO III COSTOS VARIABLES DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DE CENTRALES TERMOELÉCTRICAS45 Los costos variables de producción para las distintas centrales termoeléctricas enunciadas en este trabajo, se obtuvieron de los informes mensuales de costos variables de producción emitidas por estas entidades a la CENACE durante el año 2011. No se dispone de datos publicados para los meses de Marzo, Septiembre y Diciembre del año indicado, por lo que, los valores para estos meses se calcularon como un promedio de los costos de los meses existentes. Para Central Térmica Quevedo II no existen valores de costos variables para los meses de Enero y Febrero, debido a que esta central entró en operación comercial a partir del mes de Marzo. Se consideró este año para el análisis, al no existir publicaciones para los meses del año 2010, a más de los meses de Noviembre y Diciembre, y debido a que la variación observada entre los costos variables para los meses mencionados, y para los meses existentes del año 2011, no es relativamente considerable para el desarrollo de nuestro trabajo, por lo que se asumió estos mismos valores, como los costos variables de producción del año 2010. 45 Datos obtenidos de: “Publicaciones-Mercado Eléctrico Mayorista-Costos Variables de Producción”; CENACE. Disponible en Web: <http://www.cenace.org.ec/index.php?option=com_phocadownload&view=category&id=2:phocatmem&Itemid=50> [Consulta: 19 de Septiembre de 2012] 146 Buñay, F.; Pérez, F. UNIVERSIDAD DE CUENCA COSTO VARIABLE UNITARIO ENERO (US$/MWh) UNIDAD DE NEGOCIO ELECTROGUAYAS TERMOESMERALDAS CENTRAL kWh/galón Combustible Transporte Lubricantes, Agua Quimicos y Otros Potable Mantenimientos Control RPTM, OIM, MOAM Ambiental ENRIQUE GARCIA DG 11,51 71,27 0,00 0,08 0,05 3,88 0,00 G. ZEVALLOS BV 13,79 35,52 3,62 0,21 0,10 5,31 0,00 G. ZEVALLOS GAS DG 8,96 91,55 2,01 0,75 0,00 13,48 0,00 TRINITARIA BV 16,37 29,91 3,04 0,09 0,00 5,93 0,00 ESMERALDAS BV 15,78 25,27 0,00 0,51 0,13 2,86 0,26 LA PROPICIA D 13,80 47,58 0,79 6,67 0,00 10,63 0,16 BD 16,41 24,74 5,35 10,73 0,00 9,92 0,42 QUEVEDO II FOIL 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 SANTA ROSA DG 10,00 82,03 5,59 0,09 0,00 8,87 0,02 GUANGOPOLO TERMOPICHINCHA TIPO Rendimiento * Para este mes, la Central Quevedo II aún no se encuentra en operación COSTO VARIABLE UNITARIO FEBRERO (USD$/MWh) UNIDAD DE NEGOCIO ELECTROGUAYAS TERMOESMERALDAS CENTRAL Rendimiento kWh/galón Combustible Transporte Lubricantes, Agua Quimicos y Otros Potable Mantenimientos Control RPTM, OIM, MOAM Ambiental ENRIQUE GARCIA DG 11,62 70,59 0,00 0,08 0,05 3,88 0,00 G. ZEVALLOS BV 13,78 35,55 3,62 0,22 0,10 5,31 0,00 G. ZEVALLOS GAS DG 8,96 91,55 2,01 0,56 0,00 8,80 0,00 TRINITARIA BV 16,32 30,00 3,05 0,09 0,00 5,93 0,00 ESMERALDAS BV 15,78 24,63 0,00 0,51 0,13 2,86 0,26 LA PROPICIA D 13,80 47,77 0,79 6,85 0,00 10,63 0,16 BD 16,41 25,59 5,35 10,96 0,00 9,92 0,42 GUANGOPOLO TERMOPICHINCHA TIPO QUEVEDO II FOIL 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 SANTA ROSA DG 10,00 82,03 8,52 0,09 0,00 8,15 0,03 * Para este mes, la Central Quevedo II aún no se encuentra en operación COSTO VARIABLE UNITARIO MARZO (USD$/MWh) UNIDAD DE NEGOCIO UNIDAD DE NEGOCIO TIPO ELECTROGUAYAS TERMOESMERALDAS kWh/galón Combustible Transporte Lubricantes, Agua Quimicos y Otros Potable Mantenimientos DG 11,31 72,58 0,00 0,08 0,05 3,88 0,00 G. ZEVALLOS BV 13,58 36,06 3,91 0,22 0,10 5,31 0,00 G. ZEVALLOS GAS DG 9,47 86,72 1,99 0,68 0,00 10,15 0,00 TRINITARIA BV 16,12 30,38 3,30 0,09 0,00 5,93 0,00 ESMERALDAS BV 15,78 24,70 0,00 0,51 0,13 2,86 0,26 LA PROPICIA D 12,51 48,70 0,79 8,87 0,00 13,74 0,17 BD 16,40 24,72 5,16 11,70 0,00 10,94 0,45 QUEVEDO II FOIL 17,00 28,53 3,88 0,19 0,00 6,29 0,01 SANTA ROSA DG 9,27 82,22 7,99 0,09 0,00 8,50 0,03 * Datos calculados como promedio de los valores de los meses existentes 147 Buñay, F.; Pérez, F. Control RPTM, OIM, MOAM Ambiental ENRIQUE GARCIA GUANGOPOLO TERMOPICHINCHA Rendimiento UNIVERSIDAD DE CUENCA COSTO VARIABLE UNITARIO ABRIL (USD$/MWh) UNIDAD DE NEGOCIO ELECTROGUAYAS TERMOESMERALDAS CENTRAL kWh/galón Combustible Transporte Lubricantes, Agua Quimicos y Otros Potable Mantenimientos Control RPTM, OIM, MOAM Ambiental ENRIQUE GARCIA DG 11,69 70,17 0,00 0,08 0,05 3,88 0,00 G. ZEVALLOS BV 13,61 35,98 3,66 0,22 0,10 5,31 0,00 G. ZEVALLOS GAS DG 8,96 91,55 2,01 0,69 0,00 9,86 0,00 TRINITARIA BV 16,00 30,60 3,11 0,09 0,00 5,93 0,00 ESMERALDAS BV 15,78 24,63 0,00 0,51 0,13 2,86 0,26 LA PROPICIA D 12,80 50,96 0,84 10,06 0,00 15,02 0,16 BD 16,41 24,11 5,28 11,00 0,00 9,94 0,43 QUEVEDO II FOIL 17,00 38,08 3,48 0,19 0,00 6,29 0,01 SANTA ROSA DG 9,47 86,78 8,87 0,09 0,00 9,07 0,04 GUANGOPOLO TERMOPICHINCHA TIPO Rendimiento COSTO VARIABLE UNITARIO MAYO (USD$/MWh) UNIDAD DE NEGOCIO UNIDAD DE NEGOCIO TIPO ELECTROGUAYAS TERMOESMERALDAS kWh/galón Combustible Transporte Lubricantes, Agua Quimicos y Otros Potable Mantenimientos Control RPTM, OIM, MOAM Ambiental ENRIQUE GARCIA DG 11,49 71,39 0,00 0,08 0,05 3,88 0,00 G. ZEVALLOS BV 13,58 36,07 3,67 0,22 0,10 5,31 0,00 G. ZEVALLOS GAS DG 9,73 84,30 2,03 0,69 0,00 9,86 0,00 TRINITARIA BV 16,00 30,60 3,11 0,09 0,00 5,93 0,00 ESMERALDAS BV 15,78 24,63 0,00 0,51 0,13 2,86 0,26 LA PROPICIA D 12,80 50,96 0,84 10,06 0,00 15,02 0,16 GUANGOPOLO TERMOPICHINCHA Rendimiento BD 16,41 24,85 5,28 11,00 0,00 9,94 0,43 QUEVEDO II FOIL 17,00 38,08 3,48 0,19 0,00 6,29 0,01 SANTA ROSA DG 9,47 86,78 8,87 0,09 0,00 9,07 0,04 COSTO VARIABLE UNITARIO JUNIO (USD$/MWh) UNIDAD DE NEGOCIO ELECTROGUAYAS TERMOESMERALDAS CENTRAL kWh/galón Combustible Transporte Lubricantes, Agua Quimicos y Otros Potable Mantenimientos DG 11,52 71,21 0,00 0,08 0,05 3,88 0,00 G. ZEVALLOS BV 13,31 36,80 3,75 0,22 0,10 5,31 0,00 G. ZEVALLOS GAS DG 9,73 84,30 1,85 0,69 0,00 9,86 0,00 TRINITARIA BV 16,22 30,18 3,07 0,09 0,00 5,93 0,00 ESMERALDAS BV 15,78 24,63 0,00 0,51 0,13 2,86 0,26 LA PROPICIA D 12,80 50,96 0,84 10,06 0,00 15,02 0,16 BD 16,41 25,59 5,28 11,00 0,00 9,94 0,43 QUEVEDO II FOIL 17,00 24,89 4,05 0,19 0,00 6,29 0,01 SANTA ROSA DG 9,47 86,78 8,87 0,09 0,00 9,07 0,04 148 Buñay, F.; Pérez, F. Control RPTM, OIM, MOAM Ambiental ENRIQUE GARCIA GUANGOPOLO TERMOPICHINCHA TIPO Rendimiento UNIVERSIDAD DE CUENCA COSTO VARIABLE UNITARIO JULIO (USD$/MWh) UNIDAD DE NEGOCIO UNIDAD DE NEGOCIO TIPO ELECTROGUAYAS TERMOESMERALDAS kWh/galón Combustible Transporte Lubricantes, Agua Quimicos y Otros Potable Mantenimientos Control RPTM, OIM, MOAM Ambiental ENRIQUE GARCIA DG 10,99 74,64 0,00 0,08 0,05 3,88 0,00 G. ZEVALLOS BV 13,36 36,65 3,73 0,22 0,10 5,31 0,00 G. ZEVALLOS GAS DG 9,73 84,30 1,85 0,69 0,00 9,86 0,00 TRINITARIA BV 16,25 30,13 3,07 0,09 0,00 5,93 0,00 ESMERALDAS BV 15,78 24,63 0,00 0,51 0,13 2,86 0,26 LA PROPICIA D 12,80 50,96 0,84 10,06 0,00 15,02 0,16 BD 16,41 25,59 5,11 11,00 0,00 9,94 0,43 QUEVEDO II FOIL 17,00 24,70 4,05 0,19 0,00 6,29 0,01 SANTA ROSA DG 9,47 86,78 8,87 0,09 0,00 9,07 0,04 GUANGOPOLO TERMOPICHINCHA Rendimiento COSTO VARIABLE UNITARIO AGOSTO (USD$/MWh) UNIDAD DE NEGOCIO ELECTROGUAYAS TERMOESMERALDAS CENTRAL kWh/galón Combustible Transporte Lubricantes, Agua Quimicos y Otros Potable Mantenimientos Control RPTM, OIM, MOAM Ambiental ENRIQUE GARCIA DG 10,99 74,64 0,00 0,08 0,05 3,88 0,00 G. ZEVALLOS BV 13,48 36,34 4,43 0,22 0,10 5,31 0,00 G. ZEVALLOS GAS DG 9,73 84,30 2,03 0,69 0,00 9,86 0,00 TRINITARIA BV 16,17 30,28 3,69 0,09 0,00 5,93 0,00 ESMERALDAS BV 15,78 24,63 0,00 0,51 0,13 2,86 0,26 LA PROPICIA D 8,47 36,61 0,53 5,98 0,00 9,54 0,09 BD 16,38 24,14 4,93 13,20 0,00 12,94 0,49 QUEVEDO II FOIL 17,00 24,40 4,05 0,19 0,00 6,29 0,01 SANTA ROSA DG 6,40 57,06 5,83 0,06 0,00 5,93 0,02 GUANGOPOLO TERMOPICHINCHA TIPO Rendimiento COSTO VARIABLE UNITARIO SEPTIEMBRE (USD$/MWh) UNIDAD DE NEGOCIO ELECTROGUAYAS TERMOESMERALDAS CENTRAL Rendimiento kWh/galón Combustible Transporte Lubricantes, Agua Quimicos y Otros Potable Mantenimientos DG 11,31 72,58 0,00 0,08 0,05 3,88 0,00 G. ZEVALLOS BV 13,58 36,06 3,91 0,22 0,10 5,31 0,00 G. ZEVALLOS GAS DG 9,47 86,72 1,99 0,68 0,00 10,15 0,00 TRINITARIA BV 16,12 30,38 3,30 0,09 0,00 5,93 0,00 ESMERALDAS BV 15,78 24,70 0,00 0,51 0,13 2,86 0,26 LA PROPICIA D 12,51 48,70 0,79 8,87 0,00 13,74 0,17 BD 16,40 24,72 5,16 11,70 0,00 10,94 0,45 QUEVEDO II D 14,55 28,53 3,88 0,19 0,00 6,29 0,01 SANTA ROSA DG 9,27 82,22 7,99 0,09 0,00 8,50 0,03 * Datos calculados como promedio de los valores de los meses existentes 149 Buñay, F.; Pérez, F. Control RPTM, OIM, MOAM Ambiental ENRIQUE GARCIA GUANGOPOLO TERMOPICHINCHA TIPO UNIVERSIDAD DE CUENCA COSTO VARIABLE UNITARIO OCTUBRE (USD$/MWh) UNIDAD DE NEGOCIO ELECTROGUAYAS TERMOESMERALDAS CENTRAL kWh/galón Combustible Transporte Lubricantes, Agua Quimicos y Otros Potable Mantenimientos Control RPTM, OIM, MOAM Ambiental ENRIQUE GARCIA DG 10,99 74,64 0,00 0,07 0,05 3,88 0,00 G. ZEVALLOS BV 13,55 36,15 4,41 0,21 0,10 5,31 0,00 G. ZEVALLOS GAS DG 9,73 84,30 2,03 0,69 0,00 9,86 0,00 TRINITARIA BV 15,94 30,72 3,74 0,09 0,00 5,93 0,00 ESMERALDAS BV 15,78 24,63 0,00 0,51 0,13 2,86 0,26 LA PROPICIA D 12,67 51,23 0,85 10,06 0,00 16,37 0,23 BD 16,38 23,26 4,93 13,20 0,00 12,94 0,49 QUEVEDO II FOIL 17,00 24,83 4,05 0,19 0,00 6,29 0,01 SANTA ROSA DG 9,57 85,85 8,77 0,09 0,00 8,65 0,04 GUANGOPOLO TERMOPICHINCHA TIPO Rendimiento COSTO VARIABLE UNITARIO NOVIEMBRE (USD$/MWh) UNIDAD DE NEGOCIO ELECTROGUAYAS TERMOESMERALDAS CENTRAL kWh/galón Combustible Transporte Lubricantes, Agua Quimicos y Otros Potable Mantenimientos Control RPTM, OIM, MOAM Ambiental ENRIQUE GARCIA DG 10,99 74,64 0,00 0,07 0,06 3,88 0,00 G. ZEVALLOS BV 13,80 35,48 4,33 0,21 0,10 5,31 0,00 G. ZEVALLOS GAS DG 9,73 84,30 2,03 0,69 0,00 9,86 0,00 TRINITARIA BV 15,81 30,97 3,77 0,09 0,00 5,93 0,00 ESMERALDAS BV 15,78 24,63 0,00 0,51 0,13 2,86 0,26 LA PROPICIA D 12,67 51,23 0,85 10,06 0,00 16,37 0,23 BD 16,38 24,57 4,93 13,20 0,00 12,94 0,49 QUEVEDO II FOIL 17,00 24,70 4,05 0,19 0,00 6,29 0,01 SANTA ROSA DG 9,57 85,85 7,70 0,09 0,00 8,65 0,04 GUANGOPOLO TERMOPICHINCHA TIPO Rendimiento COSTO VARIABLE UNITARIO DICIEMBRE (USD$/MWh) UNIDAD DE NEGOCIO ELECTROGUAYAS TERMOESMERALDAS CENTRAL Rendimiento kWh/galón Combustible Transporte Lubricantes, Agua Quimicos y Otros Potable Mantenimientos DG 11,31 72,58 0,00 0,08 0,05 3,88 0,00 G. ZEVALLOS BV 13,58 36,06 3,91 0,22 0,10 5,31 0,00 G. ZEVALLOS GAS DG 9,47 86,72 1,99 0,68 0,00 10,15 0,00 TRINITARIA BV 16,12 30,38 3,30 0,09 0,00 5,93 0,00 ESMERALDAS BV 15,78 24,70 0,00 0,51 0,13 2,86 0,26 LA PROPICIA D 12,51 48,70 0,79 8,87 0,00 13,74 0,17 BD 16,40 24,72 5,16 11,70 0,00 10,94 0,45 QUEVEDO II FOIL 17,00 28,53 3,88 0,19 0,00 6,29 0,01 SANTA ROSA DG 9,27 82,22 7,99 0,09 0,00 8,50 0,03 * Datos calculados como promedio de los valores de los meses existente 150 Buñay, F.; Pérez, F. Control RPTM, OIM, MOAM Ambiental ENRIQUE GARCIA GUANGOPOLO TERMOPICHINCHA TIPO
